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TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA. Lidiane Medeiros. Natal RN, dezembro de PDF

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Lidiane Medeiros Natal RN, dezembro de 2016. Lidiane Medeiros ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Coordenação do Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo. Orientadora: Prof.ª Vanessa Cristina Santanna NATAL RN, dezembro de 2016. ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Este trabalho de conclusão de curso foi avaliado e considerado adequado como requisito parcial na obtenção do título de Engenheira de Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Aprovado em 01 de dezembro de 2016 Banca Examinadora Prof.ª Dr.ª Vanessa Cristina Santanna Orientadora- UFRN Prof.ª Dr.ª Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira Rossi Membro externo FANEC Msc. Tamyris Thaise Costa de Souza Membro UFRN AGRADECIMENTOS A Deus, por toda saúde e sabedoria Aos meus pais e irmã, Balbino Etelvino de Medeiros, Raimunda Nereide de Medeiros e Juliana Medeiros, agradeço do fundo do meu coração pelo cuidado, amor, companheirismo e ensinamentos que até hoje me proporcionaram. Ao meu namorado, Rodrigo Rosado, pelo apoio e companheirismo. A minha orientadora, Prof.ª Dr.ª Vanessa Cristina Santanna, por toda ajuda, paciência e conhecimentos compartilhados. Aos meus amigos da BCT e da Engenharia de Petróleo, pelas experiências compartilhadas. Ao corpo docente do Departamento de Engenharia de Petróleo pela excelência nos ensinamentos. Enfim, a todos que me ajudaram nessa caminhada. RESUMO O objetivo do trabalho é analisar diferentes estudos de embebição espontânea em rochas areníticas e propor uma metodologia otimizada. A embebição desloca um fluido não molhante por meio de um fluido molhante por forças gravitacionais e/ou forças capilares. O processo de embebição espontânea pode ser utilizado para a recuperação de óleo em alguns tipos de reservatórios. Alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais influenciam na baixa recuperação de óleo. A injeção de água suplementa a energia do reservatório e força o óleo a escoar em direção aos poços produtores, porém quando a eficiência da injeção de água é baixa, é possível a utilização da injeção de tensoativos para diminuir as tensões interfaciais entre água e o óleo, aumentando a eficiência de deslocamento. Neste trabalho foi feito um levantamento bibliográfico e observado quais parâmetros influenciaram na recuperação de óleo através dos experimentos de embebição em arenito. Entre os experimentos estudados foi notado que a embebição em co-corrente é mais eficaz por apresentar maior recuperação de óleo e quanto mais úmido o plugue, maior a recuperação de óleo. Com a utilização da ressonância magnética em ensaios de embebição espontânea, pode-se observar a progressão da embebição da salmoura e o deslocamento de óleo nos plugues. Além disso, testes de embebição espontânea em que sistemas apresentam menor tensão interfacial, possuem maior recuperação de óleo. Palavras-chave: embebição espontânea; arenito, recuperação; tensoativos; tensão interfacial. ABSTRACT The objective of this work is to analyze different studies of spontaneous imbibition in sandstone rocks and propose an optimized methodology. The imbibition displaces a nonwetting fluid with a wetting fluid by gravitational forces and/or capillary forces. The spontaneous imbibition process can be used for oil recovery in some types of reservoirs. High viscosity of oil and high interfacial tensions between reservoirs fluids influence the low oil recovery. Waterflooding supplements the energy of the reservoir and forces the oil to flow towards the producing wells. However, when waterflooding efficiency is low, the injection of surfactants it is possible to use to reduce the interfacial tensions between water and oil, increasing the displacement efficiency. In this work, a compilation of some references on literature was made and was observed which parameters influenced the oil recovery through the imbibition experiments in sandstone. Among the studied experiments, it was noticed that co-current imbibition is more effective because it has a higher oil recovery and the moister the core, the higher the oil recovery. With the use of magnetic resonance in spontaneous imbibition tests, can observe the progression of brine imbibition and the displacement of oil in the core. Furthermore, tests of spontaneous imbibition in which systems show lower interfacial tension show a higher oil recovery. Key-words: spontaneous imbibition; sandstone; recovery; surfactants; interfacial tension. Sumário 1. Introdução Aspectos Teóricos Petróleo Rochas Reservatório Rochas Carbonatadas Molhabilidade Embebição Métodos de Recuperação Métodos convencionais de recuperação Métodos especiais de recuperação Métodos Químicos Tensoativos Definição Tensoativos Iônicos Tensoativos aniônicos Tensoativos catiônicos Tensoativos Não Iônicos Metodologia Resultados... 11 4.1 Artigo de Karimaie et al. (2006) Experimental investigation of oil recovery during water imbibition Amostra utilizada Metodologia Resultados Experimentos de Molhabilidade Artigo de Ferno et al. (2013) Magnetic resonance imaging of the development of fronts during spontaneous imbibition Amostras utilizadas Fluidos utilizados Preparação do plugue Metodologia Testes com uma extremidade do plugue aberta (OEO) Testes com duas extremidades do plugue abertas (TEO) Resultados Uma extremidade aberta do plugue como condição de contorno Artigo de Santanna et al. (2014) Influence of Surfactant solution injection in oil recovery by spontaneous imbibition Amostras utilizadas Fluidos Metodologia Resultados... 27 5. Metodologia Otimizada do Processo de Embebição em Rocha Arenítica Conclusão Referências... 33 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Desenho Esquemático de acumulação de petróleo. Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes Figura 2- Ângulo de contato entre uma gota de líquido e uma superfície sólida Figura 3 - Processo de embebição Figura 4 - Representação esquemática de um tensoativo Figura 5 Configuração para o teste de embebição Figura 6 - Configuração para o experimento de embebição (imersão) Figura 7- Recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Figura 8 - Recuperação de óleo por imersão Figura 9 - Recuperação de óleo por injeção de salmoura e imersão Figura 10 - Recuperação em diferentes condições de molhabilidade Figura 11 Esquema do sistema especial Figura 12 - Frente de avanço de água durante a embebição espontânea horizontal,oeo, no plugue de arenito *As cores escuras representam o aumento da saturação de água Figura 13 - A recuperação de petróleo e distância média da frente de água em função da raiz quadrada do tempo durante embebição horizontal do plugue arenito Figura 14 - Desenvolvimento da frente de avanço de água em cada extremidade aberta durante a embebição espontânea,teo,em um plugue composto. Calcita à esquerda e arenito à direita Figura 15 - Célula de embebição utilizada para ensaios de embebição espontânea Figura 16 - Fatores de recuperação obtidos através dos ensaios de embebição Figura 17 - Curvas de recuperação em relação ao inverso no número de Bond... 29 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Propriedades do plugue e dos fluidos utilizados Tabela 2 - Resultado da recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Tabela 3 - Resultados para o experimento com óleo sintético Tabela 4 - Informações das amostras utilizadas Tabela 5 - Amostras utilizadas no experimento Tabela 6 - Propriedades dos fluidos utilizados no experimento Tabela 7 - Tensão interfacial para diferentes sistemas em 25 C Tabela 8 - Inverso do número de Bond para diferentes fluidos Tabela 9 - Medidas de ângulo de contato depois da embebição 1. Introdução O petróleo é formado por uma série de hidrocarbonetos e é encontrado em determinadas formações subterrâneas, dentro dos poros das rochas, em que são denominadas rochas reservatórios, no qual a produção será permitida de acordo com a sua permeabilidade (ROSA et al., 2006). Métodos de recuperação são utilizados em razão de boa parte do óleo depois da produção, ainda se encontram nas rochas, por não apresentarem energia natural suficiente. Diante disso, necessita de métodos nos quais auxiliam para a retirada do óleo que ficou nas rochas e consequentemente o aumento da rentabilidade e da vida útil do poço (THOMAS et al., 2004). Os métodos de recuperação classificam-se em métodos convencionais de recuperação, geralmente a injeção água ou injeção de gás, e os métodos especiais de recuperação que são os métodos químicos, os métodos miscíveis e os métodos térmicos (ROSA et al., 2006). As baixas eficiências de deslocar o óleo para fora dos poros da rocha, depois da injeção, devido às altas tensões interfaciais, e as baixas recuperações são as desvantagens dos métodos convencionais. Quando os métodos convencionais não são suficientes, são utilizados os métodos químicos. (CURBELO, 2006). Os métodos químicos, como a injeção de solução de tensoativos, ocorre a interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório. A grande vantagem da utilização dos tensoativos é que os tensoativos tem a finalidade de reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento e, consequentemente, aumentando o fator de recuperação de petróleo (CURBELO, 2006). A molhabilidade, que é a predisposição do contato na rocha de um fluido, influencia na produção de óleo e na recuperação de óleo, e pode ser verificada através da medição do ângulo de contato fluido/rocha (DALTIN, 2011). 1 A embebição se baseia na injeção de um fluido com o objetivo de remover o óleo que continha nos poros, ou seja, o fluido molhante (geralmente absorvido espontaneamente pela rocha) desloca o fluido não molhante (ROSA et al., 2006). Neste trabalho, foi feito uma revisão bibliográfica acerca de estudos sobre a embebição em reservatórios areníticos e quais são as causas que afetam a recuperação de óleo. Este trabalho é composto por: Capítulo 1, introdução; Capítulo 2, aspectos teóricos que auxiliam para a compreensão do trabalho; Capítulo 3, metodologia utilizada; Capítulo 4, resultados e discussões referentes aos artigos analisados; Capítulo 5, apresenta metodologia otimizada do processo de embebição em rocha arenítica e o capítulo 6, apresenta as conclusões. 2 2. Aspectos Teóricos 2.1 Petróleo Petróleo é o nome dado às misturas naturais de hidrocarbonetos e a depender das condições de temperatura e pressão a que estejam submetidas podem ser encontrados no estado sólido, líquido ou gasoso, sendo usualmente encontrado no estado líquido (ROSA et al., 2006). Alguns aspectos são fundamentais para que haja a acumulação de petróleo. Inicialmente é fundamental a existência de rochas geradoras e as rochas-reservatórios. Em que as rochas geradoras devem conter o material orgânico, que se transforma em petróleo e as rochas-reservatório, devem dispor de espaços vazios (poros), capazes para armazenar o petróleo. Essas rochas devem estar circundadas em armadilhas chamadas trapas, na qual compõe de compartimentos isolados no subsolo, onde o petróleo se acumula e de onde não tem condições de escapar, nomeadas de jazidas de petróleo (SOARES, 2012). Na Figura 1 pode ser observada a migração de petróleo desde a rocha geradora até as rochas-reservatório. Entre as rochas-reservatório e entre as rochas que apresentam uma barreira para o petróleo, as rochas selantes, acumula-se o petróleo (THOMAS et al., 2004). Figura 1 - Desenho Esquemático de acumulação de petróleo. Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte: Thomas et al., 2.2 Rochas Reservatório O petróleo depois que é gerado e migrado acumula-se nas rochas reservatório e para denominar-se reservatório necessita que contenha espaços vazios, que estejam interconectados no seu interior garantindo a permeabilidade (THOMAS et al., 2004). Reservatórios que são formados por rochas sedimentares clásticas e não clásticas, em especial arenitos e calcários, são os responsáveis pela maioria dos depósitos comerciais de petróleo (ROSA et al., 2006) Arenitos A rocha reservatório mais encontrada em todo mundo, é a rocha arenítica, que pode ser espessa e apresentar uma grande continuidade lateral (ROSA et al., 2006). A porosidade em arenitos é a característica preponderante podendo ser intergranular que consiste na redução da porosidade inicial após a cimentação, resultando em espaços vazios remanescentes; e a porosidade por fraturas, que resulta de fenômenos físicos, sendo a razão para que ocorra um espaço para a acumulação de petróleo (ROSA et al., 2006). O arenito é uma rocha que oferece resistência à pressão e frágil, passível a fissuramento como qualquer rocha com características semelhantes. O melhor indicativo de uma rocha-reservatório, é quando os grãos de areia foram utilizados mais de uma vez. A maioria dos arenitos é formada por grãos de areia resultantes de arenitos de erosão antiga (ROSA et al., 2006) Rochas Carbonatadas As rochas carbonadas incluem o calcário, as dolomitas e rochas intermediárias entre os dois. Várias características diferem das rochas areníticas, tais como a porosidade, que na rocha carbonatada pode ser lateral ou vertical, dentro de uma mesma camada e em relação aos poros, que podem ser maiores do que os do arenito, resultando em que a rocha carbonatada possua uma grande permeabilidade (ROSA et al., 2006). A porosidade de uma rocha carbonatada pode ser primária, que resulta da deposição original da rocha; e secundária, que usualmente é o tipo de porosidade da rocha carbonatada e 4 acontece em decorrência de processos de solução, dolomitização e fraturamento (ROSA et al., 2006). 2.3 Molhabilidade A molhabilidade é a predisposição de um fluido aglutinar na superfície de um sólido, diante de outros fluidos imiscíveis, ou seja, quando uma partícula de líquido se propaga sobre uma superfície (DALTIN, 2011). Compostos que possuem alta tensão superficial tendem a se comportar como gotas esféricas em uma superfície, resultando em baixa molhabilidade. Porém, quando a tensão superficial é menor, o líquido se espalha mais em uma superfície, adquirindo um formato chamado de lente, que apresenta certo ângulo de contato com a superfície sólida (DALTIN, 2011) (Figura 2). Figura 2- Ângulo de contato entre uma gota de líquido e uma superfície sólida. Fonte: Daltin, A predisposição é medida geralmente através do ângulo de contato, que pode variar entre 0 e 180, medido no líquido mais denso. Quando o ângulo de contato é menor que 90 evidencia que o líquido mais denso molha preferencialmente o sólido e quando é maior do que 90 evidencia que o líquido menos denso molha preferencialmente o sólido (ROSA et al., 2006). 5 2.4 Embebição A embebição remete para o processo de uma fase molhante que desloca a fase nãomolhante por meio de capilares e/ou forças de gravidade. Além disso, o processo de embebição acontece quando há o aumento da saturação do fluido (quando há o aumento na quantidade de óleo que permanece nos poros) que o molha preferencialmente outro fluido. Se a água tem preferência de molhar a rocha, esse processo representa a embebição (ROSA et al., 2006). Pode-se observar na Figura 3 o processo de embebição, em que mostra à disposição de um líquido dentro de um capilar que é molhável à água (ângulo de contato menor do que 90 ), e consequentemente a água elevou-se no capilar. Figura 3 - Processo de embebição. Fonte: Rosa et al., O conceito de embebição pode-se aplicar ao meio poroso real que compõe uma rocha-reservatório. A injeção de água é um exemplo para o processo de embebição, em que, a água molha preferencialmente a rocha do que o óleo (ROSA et al., 2006). 6 2.5 Métodos de Recuperação Os reservatórios em que a energia natural do reservatório não foi suficiente e que tem retido nas rochas grande quantidade de óleo são submetidos aos métodos de recuperação, no qual tentam interferir nas características dos reservatórios (THOMAS et al., 2004) Métodos convencionais de recuperação À medida que a energia do reservatório vai diminuindo, a produção de óleo também diminui. Aos processos que visam deslocar o óleo para fora das rochas são os métodos convencionais de recuperação. A injeção de água é o método mais utilizado em que suplementa a energia do reservatório e força o óleo a escoar em direção aos poços produtores. Em alguns casos, a eficiência deste processo é baixa, pois depende das mobilidades dos fluidos residentes (óleo) e injetado (água). Para aumentar ainda mais a quantidade de óleo produzido, deve-se utilizar técnicas de recuperação especiais (CORDAZZO, 2006) Métodos especiais de recuperação Os métodos especiais de recuperação são utilizados para colaborar com os pontos que falharam durante o processo convencional. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção são responsabilizadas ao fato da alta resistência do óleo ao fluxo, no reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (THOMAS et al., 2004). Quando a viscosidade do fluido injetado é muito menor que a do fluido a ser deslocado, o primeiro se move facilmente no meio poroso, encontrando caminhos preferenciais e caminhando rapidamente para os poços de produção. O óleo não se move, pois o fluido injetado não se propaga adequadamente no reservatório (THOMAS et al., 2004). Em altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido de deslocar o óleo do reservatório para fora dos poros é pequena, possibilitando a presença de altas saturações residuais nas regiões com a presença de fluido injetado (THOMAS et al., 2004). 7 Os métodos especiais podem ser subdivididos em métodos químicos, métodos térmicos e métodos miscíveis Métodos Químicos Os processos em que ocorre interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório formam os métodos químicos. A injeção de tensoativos faz com que ocorra o deslocamento miscível com água. O tensoativo tem a finalidade de diminuir as tensões interfaciais entre água e o óleo, aumentando a eficiência de deslocamento (THOMAS et al., 2004). 2.6 Tensoativos Definição Tensoativos são substâncias que são compostas por uma parte hidrofóbica (apolar) e outra hidrofílica (polar), que atuam se adsorvendo nas interfaces líquido-líquido, líquido-gás ou sólido-líquido (ROSSI et al., 2006). Na Figura 4, observa-se a estrutura esquemática de um tensoativo. Figura 4 - Representação esquemática de um tensoativo. Rossi et al., Entre os tipos de tensoativos tem os iônicos e não iônicos. 8 2.7 Tensoativos Iônicos São caracterizados por possuírem cargas elétricas na parte polar, no qual, ao se dissociarem em água formam íons carregados negativamente (tensoativos aniônicos) ou positivamente (tensoativos catiônicos) (CURBELO, 2006) Tensoativos aniônicos Íons carregados negativamente são gerados na superfície ativa quando estão dissociados em água. Exemplo mais conhecido deste tipo de tensoativo é o sabão Tensoativos catiônicos A dissociação desses tensoativos em água origina íons carregados positivamente na superfície ativa. Exemplo mais conhecido desta classe são os sais quaternários de amônio. 2.8 Tensoativos Não Iônicos São caracterizados por não fornecerem íons em solução aquosa devido à presença nas moléculas de grupos funcionais que possuem forte afinidade com a água, ocorrendo a solubilidade em água. Algumas características são marcantes nos tensoativos não iônicos como serem compatíveis com quase todos os tensoativos e as suas propriedades são pouco influenciadas pelo ph. Com isso, são bastante atrativos industrialmente (CURBELO, 2006). 9 3. Metodologia Este trabalho caracteriza-se pelo levantamento bibliográfico sobre diferentes estudos de embebição em rochas arenític

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