A busca contínua pelo aumento da produtividade nos campos de petróleo tem sido um dos objetivos principais da indústria petrolífera.

Tanto é que, nas últimas décadas, diversos métodos têm sido explorados e aprimorados com o intuito de impulsionar esse propósito.

Nos reservatórios de óleo pesado situados no Nordeste Brasileiro, o método de injeção de vapor é o mais utilizado, pois, nesta modalidade, o vapor age cedendo calor ao petróleo, reduzindo sua viscosidade, ao mesmo tempo que facilita o seu deslocamento e produtividade.

No entanto, a injeção de vapor apresenta algumas desvantagens: a baixa eficiência em estágios avançados de injeção, impacto ambiental provocado pela emissão de gases e, em alguns casos, a necessidade de usar água de rios para gerar esse vapor.

Em vista disto, um grupo de pesquisadores da UFRN se dispôs a analisar possíveis alternativas.

O artigo Study on Steam and Microemulsion Alternate Injection for Enhanced Productivity in Heavy Oil Fields, publicado na revista Energy & Fuels, da American Chemistry Society, traz o resultado das experiências de um projeto de pesquisa realizado em parceria com a Petrobras.

Este projeto foi coordenado pelo professor do Departamento de Engenharia de Petróleo Marcos Allyson Felipe Rodrigues e desenvolvido, principalmente, nos Laboratórios de Engenharia de Reservatórios de Petróleo (Labres) e de Tecnologia de Tensoativos (LTT), ambos da UFRN.

Fazem parte da ação os pesquisadores Gregory Vinicius Bezerra de Oliveira, Jefferson David Coutinho de Araújo, Maria Clara de Meneses Lourenço, Ana Paula Teixeira Araújo de Freitas, Tereza Neuma de Castro Dantas, Alcides de Oliveira Wanderley Neto e Daniel Alberton Haas.

O pesquisador Gregory Oliveira avalia que, embora a injeção de vapor seja amplamente utilizada como um método avançado de recuperação de petróleo para campos de petróleo pesado, sua eficiência diminui nos estágios finais da injeção.

“Apesar do uso exclusivo da microemulsão ter sido feito anteriormente como uma técnica química de recuperação de óleo aprimorada, a injeção alternada de vapor e microemulsão ainda não tinha sido relatada”, ressalta.

Recuperação de petróleo

Por meio da injeção alternada entre o vapor e o sistema microemulsionado, o grupo chegou a obter valores de recuperação de petróleo entre 42.79% e 51.23%, que são valores maiores do que o encontrado com a injeção única de vapor (33,63%).

“Esse mecanismo possibilita maior deslocamento do óleo devido à redução da sua viscosidade, provocada pelo vapor, e, também, a redução da tensão interfacial e a modificação da molhabilidade da rocha, provocadas pelos sistemas microemulsionados”, diz Gregory.

O trabalho do grupo foi todo desenvolvido em escala de laboratório.

Para simular as condições de reservatório, os pesquisadores utilizaram um equipamento que permite fazer fluxo em meios porosos com as mesmas condições de pressão e temperatura de um reservatório e que possui um gerador de vapor acoplado.

Deu no Portal da UFRN