Pesquisadores da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), em parceria com a Petrobras, desenvolveram uma tecnologia inovadora voltada à recuperação avançada de petróleo. O método, que combina a injeção simultânea de vapor com microemulsões formuladas com tensoativos não iônicos, busca aumentar a eficiência da produção em reservatórios de óleo pesado, especialmente em campos maduros. A invenção foi desenvolvida no âmbito da pós-graduação da Universidade e resultou no depósito de patente da tecnologia.
O dispositivo patenteado funciona a partir da integração de dois mecanismos: o aquecimento por vapor e a ação físico-química das microemulsões. Enquanto o vapor atua reduzindo a viscosidade do petróleo, as microemulsões diminuem a tensão interfacial entre o óleo e a água e alteram a molhabilidade da rocha. Esse conjunto de processos facilita a mobilização do óleo que permanece preso nos poros do reservatório.
Eficiência da nova tecnologia supera métodos tradicionais
Segundo o pesquisador Gregory Vinicius Bezerra de Oliveira, responsável pelo desenvolvimento experimental da tecnologia em sua tese de doutorado, a proposta surgiu da necessidade de superar limitações de métodos já utilizados na indústria. “A ideia foi integrar mecanismos térmicos e físico-químicos para aumentar a mobilidade do óleo residual, tornando a recuperação mais eficiente”, explica.
A orientação científica do trabalho contou com a participação da professora Tereza Neuma de Castro Dantas, que destaca o papel das microemulsões na tecnologia. “Esses sistemas possuem propriedades capazes de reduzir significativamente a tensão interfacial entre óleo e água e modificar a molhabilidade da rocha, fatores fundamentais para melhorar o deslocamento do petróleo dentro do reservatório”, afirma.
Já o professor Marcos Allyson Felipe Rodrigues, também orientador da pesquisa, ressalta que a tecnologia foi pensada para ampliar o desempenho de técnicas tradicionais de recuperação térmica. “A injeção de vapor isolada pode apresentar limitações, como canalização preferencial e perda de eficiência. Ao associar o vapor às microemulsões, conseguimos melhorar o chamado varrido do reservatório”, explica.
Os testes realizados em laboratório demonstraram resultados promissores. De acordo com os pesquisadores, a tecnologia alcançou recuperação superior a 50% do óleo presente nas amostras analisadas, superando em mais de 25 pontos percentuais os resultados obtidos com apenas o uso do vapor.
Sistema de core flooding
A validação experimental foi realizada em sistema de core flooding, que simula o fluxo de fluidos em rochas reservatório sob condições controladas. Nos ensaios, os pesquisadores utilizaram vapor superaquecido a cerca de 240 °C para reproduzir condições próximas às encontradas em campos reais de produção.
A tecnologia é especialmente indicada para reservatórios siliciclásticos e campos maduros de óleo pesado. Nesse tipo de ambiente geológico, a elevada viscosidade do petróleo dificulta o escoamento natural do fluido, tornando necessária a aplicação de técnicas de recuperação avançada.
O impacto potencial da inovação também pode alcançar diretamente regiões produtoras, como o Rio Grande do Norte, que possui tradição na produção terrestre de petróleo. Ao aumentar a eficiência de recuperação em campos já explorados, a tecnologia pode contribuir para ampliar a produção e, consequentemente, a arrecadação de royalties destinados a estados e municípios.
A pesquisadora Maria Clara de Menezes Lourenço destaca que o processo de patenteamento também reforça a importância da inovação dentro da Universidade. “A proteção da propriedade intelectual é essencial para garantir que o conhecimento gerado na pesquisa científica possa ser transferido para o setor produtivo e aplicado em escala”, afirma.
O trabalho contou ainda com a colaboração de outros pesquisadores envolvidos nas atividades experimentais e no desenvolvimento das formulações. Participaram do estudo Jefferson David Coutinho de Araújo, Alcides de Oliveira Wanderley Neto e Dennys Correia da Silva, que contribuíram em diferentes etapas do projeto.
A pesquisa foi desenvolvida nos laboratórios da Universidade, envolvendo o Laboratório de Engenharia de Reservatórios (Labres), ligado ao Departamento de Engenharia de Petróleo (Dpet), e o Laboratório de Tecnologia em Tensoativos (LTT), do Instituto de Química (IQ). O trabalho integra o Programa de Pós-Graduação em Energia e Petróleo (PPGEPE) da UFRN, reforçando o papel da pós-graduação na geração de inovação tecnológica e atendendo aos indicadores 9 (pesquisadores de excelência na instituição) e 17 (contratos de transferência de tecnologia), do Plano de Gestão 2023-2027 da UFRN.
Atualmente, o grupo de pesquisa continua avançando em novas linhas de investigação voltadas à recuperação avançada de petróleo, incluindo estudos em reservatórios do pré-sal, com estratégias híbridas que combinam controle de mobilidade, alteração de molhabilidade e melhoria da eficiência de varrido. A experiência acumulada com a tecnologia patenteada tem servido como base científica para o desenvolvimento dessas novas soluções energéticas.
Fonte: AGIR/UFRN
