Espuma para petróleo: Tecnologia brasileira aumenta a eficiência na recuperação de petróleo

Uma nova tecnologia desenvolvida por pesquisadores brasileiros promete aumentar significativamente a eficiência na recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticos, especialmente em ambientes complexos como os do Pré-Sal. O processo, que resultou no depósito de uma patente, utiliza formulações espumantes saturadas com dióxido de carbono (CO₂), aplicadas ao método Foam-Assisted Water Alternating Gas(Fawag), estratégia voltada à recuperação avançada de petróleo (EOR). A inovação integra conhecimentos de engenharia de reservatórios, físico-química de interfaces e geoquímica aplicada para melhorar o aproveitamento do óleo presente nas formações rochosas.

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A tecnologia foi desenvolvida no âmbito de um projeto estruturado de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I), apoiado pela Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), com foco nas demandas tecnológicas da indústria brasileira de óleo e gás. O método consiste na utilização de formulações químicas específicas que permitem a geração de espuma estável diretamente no interior do reservatório, contribuindo para controlar a mobilidade do CO₂ e melhorar o deslocamento do petróleo preso nas rochas.

De acordo com a equipe responsável, o uso da espuma tem um papel fundamental no aumento da eficiência do processo. “A tecnologia promove um controle mais eficiente da mobilidade do gás no reservatório, reduzindo fenômenos como canalização precoce e avanço preferencial do CO₂”, explica a inventora Janiele Alves Eugênio Ribeiro Galvão. Segundo ela, o resultado é um aumento significativo da eficiência de varrido volumétrico, permitindo recuperar uma quantidade maior de óleo.

Vantagens para indústria

O processo também apresenta vantagens operacionais importantes para a indústria. Uma das principais facilidades é a possibilidade de integração direta à infraestrutura já existente em projetos de injeção alternada de água e gás (WAG), dispensando grandes modificações nas instalações de superfície. Além disso, as formulações podem ser preparadas por meio de agitação mecânica simples, sem a necessidade de equipamentos complexos.

Outro diferencial é a robustez da espuma gerada pela formulação química. Os testes demonstraram estabilidade em ambientes com salinidade superior a 150 mil ppm e temperaturas próximas a 60 °C, condições típicas de reservatórios petrolíferos. “A baixa concentração micelar crítica em água de formação permite reduzir a quantidade de tensoativos utilizada, o que traz vantagem econômica ao processo”, destaca o pesquisador Dennys Correia da Silva.

Recuperação mais eficiente

A tecnologia foi pensada especialmente para aplicação em reservatórios carbonáticos heterogêneos, considerados alguns dos ambientes mais desafiadores para a produção de petróleo. Esses reservatórios apresentam frequentemente fraturas naturais, porosidade complexa e elevada heterogeneidade, sendo fatores que dificultam a eficiência de métodos convencionais de recuperação.

Nesse contexto, o método Fawag com espuma surge como uma alternativa capaz de melhorar o desempenho de projetos de recuperação avançada. “Nosso objetivo foi desenvolver uma solução que pudesse atuar diretamente nos problemas de mobilidade do gás, aumentando a eficiência da recuperação sem exigir novas perfurações”, afirma o pesquisador Gregory Vinicius Bezerra de Oliveira.

Os resultados experimentais obtidos até o momento são promissores. Testes realizados em sistema de core flooding, utilizando plugues reais de rocha carbonática, demonstraram ganhos expressivos na recuperação de petróleo. Em alguns casos, a eficiência de recuperação alcançou valores maiores que 81%, superando significativamente métodos convencionais.

Impacto ambiental

Segundo os pesquisadores, o dispositivo apresenta também um impacto ambiental relevante. O uso do CO₂ como agente funcional no processo contribui para estratégias de armazenamento geológico do gás, alinhando a recuperação de petróleo com práticas de mitigação de emissões. Além disso, ao aumentar a produção em campos já existentes, a tecnologia reduz a necessidade de abertura de novos poços.

A patente reúne um grupo multidisciplinar de inventores formado por Tamyris Thaise Costa de Souza, Guilherme Antonio da Silva Sarmento, José Rafael dos Santos Melo, Edson de Andrade Araújo, Luana Beatriz de Sales Oliveira, João Victor da Silva Moreira, Laís Sibaldo Ribeiro, Gregory Vinicius Bezerra de Oliveira, Janiele Alves Eugênio Ribeiro Galvão, Maria Clara de Menezes Lourenço, Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão, Marcos Allyson Felipe Rodrigues, Alcides de Oliveira Wanderley Neto e Dennys Correia da Silva.

O trabalho está vinculado ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química (PPGEQ/UFRN), com participação do Laboratório de Reservatórios (Lab.RES) e do Laboratório de Tecnologia em Tensoativos e Processos de Separação (LTT), consolidando a Universidade como espaço de geração de tecnologia com potencial de aplicação industrial.

Imagens: Cícero Oliveira 

Fonte: Agir/UFRN