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ATA DA QUARTA REUNIÃO DA COMISSÃO JULGADORA DO CONCURSO DE LIVRE 
DOCÊNCIA, NA ÁREA DE GEOGRAFIA, DISCIPLINA GF 801 – GEOGRAFIA DAS 
RELAÇÕES INTERNACIONAIS, DO DEPARTAMENTO DE GEOGRAFIA, DO 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS, DA UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS, AO 
QUAL SE INSCREVEU A PROFESSORA DOUTORA CLAUDETE DE CASTRO SILVA 
VITTE. 
 
RESULTADO 
 
 
Aos vinte e dois dias do mês outubro de dois mil e vinte e um, às cinco horas e quinze minutos, 
reuniu-se a Comissão Julgadora do Concurso em epígrafe, virtualmente pela Plataforma Google 
Meets, no link: https://meet.google.com/tjz-uqzt-cbb , com a participação dos Professores Doutores 
Archimedes Perez Filho (Presidente), André Roberto Martin, André Tosi Furtado, Eliseu Savério 
Sposito e Wanderley Messias da Costa para informar as notas atribuídas individualmente pelos 
membros da Comissão Julgadora para a candidata, Professora Doutora Claudete de Castro Silva 
Vitte, bem como anunciar o resultado do Concurso. O Senhor Presidente, dando inicio aos 
trabalhos, destacou que a sessão estava sendo gravada e transmitida publicamente ao vivo 
(https://stream.meet.google.com/stream/4d5a0d6a-8033-4d3f-b69c-e583ed3b729a), nos termos do 
parágrafo 1º, do Artigo 1º da Deliberação CONSU-A-60/2020, que regulamenta a realização dos 
concursos para o Título de Livre Docente. A partir desse instante, a secretária Nara Sbrissa Rossi 
passou a exibir o quadro de notas, contendo as notas de cada membro, que estavam sob sua guarda 
após terem sido preenchidas ao final de cada prova através da ferramenta Formulários Google. 
Procedeu-se à tabulação das notas e ao cálculo da média ponderada das notas atribuídas em cada 
prova (Títulos – peso 1; Didática – peso 1 e Arguição – peso 1), cujo resultado segue abaixo 
transcrito: 
 
QUADRO DE NOTAS 
Candidata: Profa. Dra. Claudete de Castro Silva Vitte 
 
 
De acordo com o § 2º do Artigo 16 da Deliberação CONSU-A-60/2020, a Professora Doutora 
Claudete de Castro Silva Vitte foi considerada habilitada ao título de Livre-Docente. A 
Comissão, em atendimento ao § 3º do Artigo acima citado, emitiu Parecer Final sobre o resultado do 
Concurso, nos seguintes termos: “Da análise do memorial apresentado pela Professora Doutora 
Claudete de Castro Silva Vitte verifica-se que a candidata apresenta evolução acadêmica rica, 
regular e coerente, com produção científica de qualidade, caracterizada por uma postura 
multidisciplinar com ênfase no caráter coletivo de formação de recursos humanos. Destaca-se 
na sua produção científica a originalidade na aproximação entre geografia e relações 
COMISSÃO JULGADORA: Profs. Drs. TÍTULOS DIDÁTICA ARGUIÇÃO MÉDIA
Archimedes Perez Filho 9,5 9,0 10,0 9,5
André Roberto Martin 9,5 9,0 10,0 9,5
André Tosi Furtado 9,5 9,0 9,5 9,3
Eliseu Savério Sposito 9,5 9,0 9,5 9,3
Wanderley Messias da Costa 9,5 9,0 9,5 9,3
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https://meet.google.com/tjz-uqzt-cbb
https://stream.meet.google.com/stream/4d5a0d6a-8033-4d3f-b69c-e583ed3b729a
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internacionais, bem como intensa atividade no ensino de graduação e de pós-graduação. A 
candidata também demonstra engajamento nas atividades acadêmicas e administrativas do 
Instituto de Geociências. Nas atividades de extensão salienta-se seu importante papel na 
qualificação de docentes da rede pública. Na prova didática, intitulada “Integração Regional 
da Infraestrutura Produtiva da América do Sul: uma Experiência Recente”, a professora 
desenvolveu a temática proposta dentro do prazo determinado pelas normas institucionais, 
abordando os principais aspectos dos fenômenos por ela tratados ao longo da sua pesquisa. A 
aula atendeu às exigências de uma prova didática de Livre Docência. Na prova de arguição, a 
candidata respondeu com propriedade às questões elaboradas pela Comissão Julgadora, 
demonstrando maturidade e capacidade de argumentação. Diante do exposto, a Comissão 
Julgadora considera que a candidata Professora Doutora Claudete de Castro Silva Vitte 
atendeu à normativa do concurso, quantitativamente e qualitativamente e, foi considerada 
habilitada ao título de Professor Livre Docente do Instituto de Geociências da UNICAMP.” 
Em seguida, com a participação da candidata e demais convidados, o Senhor Presidente efetuou a 
leitura do Parecer Final, cumprimentou a Professora Doutora Claudete de Castro Silva Vitte, 
agradeceu a todos e encerrou a Sessão. Nada mais havendo a tratar, eu, Nara Sbrissa Rossi, lavrei a 
presente Ata, que depois de lida e achada conforme, vai assinada pelo Presidente, pelos demais 
membros da Comissão Julgadora e por mim. Cidade Universitária “Zeferino Vaz”, vinte e dois de 
outubro de dois mil e vinte e um. 
 
 
 
 
 
Prof. Dr. Archimedes Perez Filho 
Presidente 
 
 
 
Prof. Dr. André Roberto Martin Prof. Dr. André Tosi Furtado 
 Membro Membro 
 
 
 
 
Prof. Dr. Eliseu Savério Sposito Prof. Dr. Wanderley Messias Costa 
 Membro Membro 
 
 
 
Nara Sbrissa Rossi 
Secretária 
 
 
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS 
 
 
 
 
 
___________________________________________________________________________________________________ 
Instituto de Geociências 
Rua Carlos Gomes, 250, Cidade Universitária “Zeferino Vaz” 
Campinas | SP | Brasil | CEP: 13083-855 
 
Diretoria 
Tel: +55 19 3521-4552 
E-mail: diretor@ige.unicamp.br 
 
 
 
 
 
Minuta de DELIBERAÇÃO 
 
Dispõe sobre Requisitos e Procedimentos Internos para Realização de Concursos para 
Provimento de Cargo de Professor Titular do Instituto de Geociências. 
 
O Diretor do Instituto de Geociências, na qualidade de Presidente da Congregação, tendo em 
vista o decidido na 249ª Sessão Ordinária de 27 de outubro de 2021, baixa a seguinte 
Deliberação: 
 
Artigo 1º - Os requisitos e procedimentos internos para realização de concursos para 
provimento de cargo de Professor Titular no Instituto de Geociências, em consonância com a 
legislação em vigor, em especial a Deliberação CONSU-A-009/2015 e suas eventuais 
alterações ficam assim estabelecidos: 
 
I – Para inscrição, o candidato deverá entregar uma cópia impressa e uma cópia digital, em 
formato Portable Document Format (PDF), de seu memorial, na forma indicada no artigo 6º 
da Deliberação CONSU-A-09/2015, bem como uma cópia digital de cada trabalho ou 
documento mencionado no memorial. 
 
II - O concurso para provimento de cargo de Professor Titular constará das seguintes provas: 
a) Prova de Títulos, com peso 2 (dois); 
b) Prova de Arguição, com peso 2 (dois) e 
c) Prova de Erudição, com peso 1 (um). 
 
III – O prazo de validade do concurso será de 1 (um) ano, prorrogável 1 (uma) vez por igual 
período. 
 
Artigo 2º - Esta deliberação entra em vigor na data de sua publicação. 
 
 
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mailto:diretor@ige.unicamp.br
 
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS 
DEPARTAMENTO DE GEOLOGIA E RECURSOS 
NATURAIS 
 
 
 
 
 
 
______________________________________________________________________________________________ 
Instituto de Geociências 
Rua Carlos Gomes, 250, Cidade Universitária “Zeferino Vaz” 
Campinas | SP | Brasil | CEP: 13083-855 
 
Secretaria DGRN 
Tel: +55 19 3521-4696 
E-mail: odoni@unicamp.br 
 
 
 
 
Assunto: Acordo de cooperação de pesquisa entre a Petronas Petróleo Brasil S/A e 
a UNICAMP com interveniência administrativa da FUNCAMP, responsável Prof. Dr. 
Ricardo Perobelli Borba. 
 
 
 
PARECER DGRN Nº 042/2021 
 
 
 
 
 A Assembleia do Departamento de Geologia e Recursos Naturais, em sua 121ª 
Reunião ordinária, realizada em 22 de outubro de 2021, aprovou o Acordo de 
cooperação de pesquisa entre a Petronas Petróleo Brasil S/A e a UNICAMP com 
interveniênciaadministrativa da FUNCAMP, responsável Prof. Dr. Ricardo Perobelli 
Borba. Parecer do departamento emitido pelo Prof. Dr. Alessandro Batezelli. 
 
 
 
 
Encaminhe-se à Congregação para as providências cabíveis. 
 
Cidade Universitária “Zeferino Vaz”, 25 de outubro de 2021. 
 
 
 
 
Prof.Dr.Alfredo Borges de Campos 
Chefe do Departamento de Geologia e Recursos Naturais 
Instituto de Geociências 
Universidade Estadual de Campinas 
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS 
Departamento de Geologia e Recursos Naturais 
 
 
 
 
Parecer Institucional: Acordo de cooperação de pesquisa entre a Petronas Petróleo Brasil S/A e 
a UNICAMP com interveniência administrativa da FUNCAMP 
 
Interessado: Prof. Dr. Ricardo Perobelli Borba 
 
O presente parecer trata de um acordo de cooperação de pesquisa a ser firmado entre a 
empresa Petronas Petróleo Brasil S/A e a UNICAMP com interveniência administrativa da 
FUNCAMP. O acordo viabilizará a realização de um projeto de pesquisa a ser desenvolvido no IG 
sob coordenação do Prof. Dr. Ricardo Perobelli Borba com participação dos professores Alfredo 
Borges de Campos e Wanilson Luiz Silva, intitulado “Implicações geoquímicas de injeções 
alternadas de CO2 e água salgada (CO2-WAG) em reservatórios carbonáticos: mudanças nas 
propriedades mineralógicas e petrofísicas, tubulações e instalações industriais” o qual 
aborda tema de extrema importância no contexto atual da exploração de petróleo em campos do 
pré-sal brasileiro. 
O projeto terá vigência de 48 meses e seu início está previsto para o primeiro semestre de 
2022. O objetivo geral do projeto é avaliar mudanças na hidrogeoquímica, mineralogia, propriedades 
petrofísicas, química dos fluidos produzidos, precipitação de carbonatos e asfaltenos em 
tubulações, poços e instalações industriais associadas a modos de injeção alternada CO2-WAG em 
reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e análogos visando otimizar a recuperação de 
petróleo. 
Cabe salientar que para realização do projeto está previsto: 
1 - Instalação em laboratório de aparato experimental de injeção alternada CO2-WAG e do 
CO2 puro em rochas carbonáticas em condições de P e T de reservatório. 
2 - Montagem de parque analítico específico dedicado à pesquisas na área de óleo e gás 
por meio da aquisição de equipamentos essenciais para análise dos fluídos de injeção e das 
soluções salinas geradas nos experimentos de injeção. 
3 - Adequação de sistemas de alimentação e de exaustão de gases em laboratório para 
realização dos experimentos e instalação dos equipamentos. 
A proposta de acordo tem sido discutida desde abril/2020 e ela está bastante amadurecida 
sendo de interesse direto do DGRN. Ressalta-se que o acordo de cooperação irá viabilizar o aporte 
de um montante significativo de recursos para o instituto via AIU, prevendo pagamento de bolsas 
de doutorado e pós-doutorado a alunos do Programa de Pós-graduação em Geociências do IG e 
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS 
Departamento de Geologia e Recursos Naturais 
 
 
gerando assim, oportunidades de pesquisa e qualificação na área de óleo e gás para nossos alunos 
e docentes. 
Considerando o exposto, recomendo fortemente ao Conselho do DGRN a aprovação da 
proposta de acordo de cooperação elaborada pelo Prof. Dr. Ricardo Perobelli Borba. 
 
Campinas, 22 de outubro de 2021. 
 
 
 
 
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS INSTITUTO DE 
GEOCIÊNCIAS 
DEPARTAMENTO DE GEOLOGIA E RECURSOS NATURAIS 
 
 
 Campinas, 22 de outubro de 2021 
 
Á Chefia do Departamento de Geologia e Recursos Naturais 
Prof. Dr. Alfredo B. de Campos 
 
Venho por meio desta solicitar ao DGRN e ao IG a avaliação da participação de docentes do DGRN 
no projeto de pesquisa a ser firmado entre a Unicamp e a Petronas com a interveniência da Unicamp. Os 
docentes envolvidos são: Ricardo Perobelli Borba, Alfredo Borges de Campos e Wanilson Luiz Silva. Além 
disto solicito também a avaliação de minha participação no projeto de infraestrutura em contratação pela 
Unicamp e a Petronas. 
A pesquisa intitulada “Implicações geoquímicas de injeções alternadas do CO2 e água salgada 
(CO2-WAG) em reservatórios carbonáticos: mudanças nas propriedades mineralógicas e petrofísicas, 
tubulações e instalações industriais” tem como objetivos “Avaliar mudanças na hidrogeoquímica, 
mineralogia, propriedades petrofísicas, química dos fluidos produzidos, precipitação de carbonatos e 
asfaltenos em tubulações, poços e instalações industriais associadas a modos de injeção alternada CO2-
WAG em reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e análogos visando otimizar a recuperação de 
petróleo”. 
O projeto de infraestrutura denominado “Implantação de infraestrutura experimental e analítica para 
realizar experimentos de injeção alternada do CO2 e água salgada (CO2-WAG) em rochas reservatório 
carbonáticas do Pré-sal” tem como objetivos: 1 - Instalação em laboratório de aparato experimental de 
injeção alternada CO2- WAG e do CO2 puro em rochas carbonáticas em condições de P e T de 
reservatório. 
2 - Montagem de parque analítico específico dedicado à pesquisas na área de óleo e gás por meio 
da aquisição de equipamentos essenciais para análise dos fluídos de injeção e das soluções salinas 
geradas nos experimentos de injeção. 
3 - Adequação de sistemas de alimentação e de exaustão de gases em laboratório para realização 
dos experimentos e instalação dos equipamentos. 
 
Atenciosamente 
Prof. Dr. Ricardo Perobelli Borba 
 
 
Instituto de Geociências 
Rua Carlos Gomes, 250, Cidade Universitária “Zeferino Vaz” 
Campinas | SP | Brasil | CEP: 13083-855 
Secretaria DGRN 
Tel: +55 19 3521-4696 
E-mail: odoni@unicamp.br 
521
mailto:odoni@unicamp.br
 
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CLÁUSULAS DE INVESTIMENTO EM PESQUISA, 
DESENVOLVIMENTO E INOVAÇÃO TECNOLÓGICA 
 
 
 
 
PLANO DE TRABALHO DE PROJETO OU PROGRAMA 
 
 
PTR – PARTE A 
EMPRESA PETROLÍFERA QUE ENCAMINHA O PTR: 
PETRONAS 
 
 
 
EMPRESA PETROLÍFERA QUE ENCAMINHA O PTR: 
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX 
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
 
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1 – TÍTULO 
Implicações geoquímicas de injeções alternadas do CO2 e água salgada (CO2-WAG) em 
reservatórios carbonáticos: mudanças nas propriedades mineralógicas e petrofísicas, 
tubulações e instalações industriais 
Investigadores Principais: 
- Professor Ricardo Perobelli Borba (borbarp@unicamp.br) – IG/UNICAMP – Eng. Geólogo (Universidade 
Federal de Ouro Preto), MSc e PhD (UNICAMP) – 
http://lattes.cnpq.br/1543462300385756 
- Professor Alfredo Borges de Campos (abcampos@unicamp.br) – IG/UNICAMP - Geólogo (Universidade 
Federal de Minas Gerais), MSc (USP), PhD (Purdue University, USA) - 
http://lattes.cnpq.br/3249635044992714 
 
2 - OBJETIVO 
Geral: Avaliar mudanças na hidrogeoquímica, mineralogia, propriedades petrofísicas, química dos fluidos 
produzidos, precipitação de carbonatos e asfaltenos em tubulações, poços e instalações industriais associadas 
a modos de injeção alternada CO2-WAG em reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e análogos 
visando otimizar a recuperação de petróleo. 
Específicos: 
 Determinar empiricamente em escala de laboratório as condições ótimas de composição química dos 
fluidos injetados (CO2 puro como controle experimental; modos de injeção alternada CO2-WAG com água 
de baixa e alta salinidade) em reservatórios carbonáticos para otimizar a exploração de petróleo, levando em 
consideração a distribuição de fácies, propriedades mineralógicas e geoquímicas das rochas e fluídos 
(composição; dissolução e precipitação de carbonatos e outros minerais), propriedades petrofísicas das 
rochas (porosidade; permeabilidade) e condições do reservatório (T, P, vazão injetada, volume de poro). 
 Determinar indicadores geoquímicos e mineralógicos e mecanismos voltados para solucionarproblemas operacionais relacionados à solubilidade e precipitação de carbonatos e outros minerais, a 
necessidade de injeção de HCl, o risco de precipitação de asfaltenos, a integridade de reservatórios, e a 
preservação de equipamentos, poços e tubulações (prolongando sua vida útil por meio da diminuição da 
precipitação de carbonatos e asfaltenos). 
 Desenvolver modelo geoquímico computacional para interpretar, simular e prever os efeitos de 
modos de injeção alternada CO2-WAG e do CO2 puro de curto e longo prazo nas propriedades e integridade 
de reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e análogos. 
 
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3 - RESUMO 
 A injeção alternada de gás CO2 e água (CO2-WAG) é um dos principais métodos de Recuperação 
Avançada de Petróleo (EOR) atualmente implementado em projetos emergentes offshore do Pré-sal 
brasileiro, como os campos de Lula e Libra. Os reservatórios do Pré-sal apresentam alta variabilidade quanto 
a distribuição de fácies, tipos de rochas e propriedades petrofísicas, as quais controlam os depósitos de 
petróleo. A resposta das fácies carbonáticas do Pré-sal, rochas e propriedades petrofísicas aos modos de 
injeção alternada CO2-WAG é uma questão em aberto e a determinação de ótimos de injeção para diferentes 
fácies, tipos de rochas e propriedades petrofísicas é vital para otimizar a recuperação de petróleo. O projeto 
objetiva 1) determinar modos ótimos para o fluido injetado (CO2 puro como controle experimental e CO2-
WAG) em reservatórios carbonáticos para otimizar a exploração de petróleo, levando em consideração a 
distribuição de fácies do Pré-sal, características mineralógicas e geoquímicas de rochas e fluidos, 
propriedades petrofísicas de rochas, propriedades do reservatório e a preservação de equipamentos, poços e 
tubulações; 2) determinar indicadores geoquímicos e mineralógicos e mecanismos para solucionar 
problemas relacionados à solubilidade e precipitação de carbonatos e outros minerais, a necessidade de 
injeção de HCl, o risco de precipitação de asfaltenos e a integridade de reservatórios. A pesquisa será 
baseada em experimentos de laboratório, modelagem geoquímica e abordagem teórica para avaliar o 
desempenho do EOR e a vida útil de equipamentos, poços e tubulações, e simular a integridade dos 
reservatórios. Parâmetros hidrogeoquímicos e operacionais de ótimos de injeção alternada CO2-WAG serão 
fornecidos à Petronas, os quais poderão ser testados em condições de campo para reservatórios associados a 
sequências de fácies carbonáticas do Pré-sal. 
 
4 – JUSTIFICATIVA 
 Os reservatórios carbonáticos do Pré-sal são muito heterogêneos e apresentam grande variabilidade 
quanto à distribuição de fácies (Gomes et al., 2020; Figura 1). As fácies carbonáticas são diferenciadas por 
meio do tipo de rocha, que é descrito pelas composições mineralógicas e químicas e paleoambiente, e 
propriedades petrofísicas. O enriquecimento em óleo é mais comum nas fácies carbonáticas do Pré-sal 
associadas a quantidades maiores de minerais de carbonato de cálcio, tais como shrubs, e com maior 
permeabilidade e porosidade primária e secundária. Assim, a distribuição das fácies carbonáticas 
desempenha um papel crucial na exploração de óleo, pois controla a distribuição dos reservatórios, a 
migração e o depósito de petróleo (Gomes et al., 2020). A injeção alternada do gás CO2 e água salina (CO2-
WAG) utilizada para recuperação do óleo têm sido realizada por meio de poços e as fases líquidas injetadas 
interagem com uma diversidade de fácies carbonáticas. Nas fácies carbonáticas, as condições físico-
químicas podem mudar à medida que CO2 puro ou CO2 alternado com água salina são injetados, muitas 
vezes promovendo variações no pH e na força iônica (Vivek et al., 2017). Mudanças nas condições físico-
químicas dos fluidos injetados decorrentes da interação destes com as fácies carbonáticas podem causar 
dissolução e precipitação de minerais, aumento ou diminuição da porosidade e permeabilidade, 
influenciando a recuperação do óleo. Portanto, a recuperação do óleo obtida por meio da injeção alternada 
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CO2-WAG é fortemente influenciada pela resposta das fácies carbonáticas, bem como das rochas associadas 
e propriedades petrofísicas, à injeção. Este projeto objetiva investigar a resposta do tipo de rocha e 
propriedades petrofísicas, ambas associadas às fácies carbonáticas do Pré-sal, a modos de injeção do CO2 
puro, como controle experimental, e alternada CO2-WAG com água de alta e baixa salinidade. 
 
Figura 1: Seção transversal da Formação Barra Velha mostrando a distribuição das fácies carbonáticas no 
Pré-sal brasileiro. Exemplos das fácies principais e mineralogia associada: a) shrubs esferulítico com lamito, 
compreendendo shrubs calcítico, esferulito calcítico e argilas magnesianas localmente substituídas por 
dolomita; b) shrubs esferulítico com lamito, compreendendo shrubs com calcita fascicular, esferulito 
calcítico e argilas magnesianas; c) esferulito lamoso, compreendendo esferulito calcítico e argilas 
magnesianas; d) lamito esferulítico, compreendendo esferulito calcítico e argilas magnesianas; e) lamito 
com argila magnesiana. Os principais minerais de argila presentes na Formação Barra Velha são kerolita, 
estevensita, saponita, sepiolita, ilita e minerais de camada mista kerolita / esmectita e ilita / esmectita 
(Gomes et al., 2020). 
 
Vários desafios serão abordados no projeto. Sabe-se que o principal objetivo da injeção do CO2 
associada ao método EOR é aumentar a eficiência do deslocamento e reduzir a saturação de óleo residual 
(Teletzke et al., 2005). Os aspectos positivos da injeção do CO2 são a redução in situ da viscosidade do óleo; 
alteração nas gotas de óleo favorecendo sua expulsão dos poros da rocha; redução da tensão interfacial entre 
as fases óleo e gasosa; a pressurização do reservatório; aumento da porosidade dos reservatórios 
carbonáticos e do armazenamento no reservatório desse gás de efeito estufa (Marques & Pimentel, 2016). 
No entanto, ainda constituem desafios controlar os efeitos da temperatura e pressão na injeção do CO2; 
manter a fluidez e miscibilidade do CO2; controlar ou interromper a precipitação de asfaltenos, a corrosão de 
tubos e equipamentos e a precipitação de carbonatos (Marques & Pimentel, 2016). Esses desafios se tornam 
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ainda mais complexos quando o fluido injetado interage com várias fácies carbonáticas, como é o caso dos 
reservatórios do Pré-sal. Tais desafios serão abordados no projeto. 
O método de injeção alternada CO2-WAG é uma das principais técnicas de EOR atualmente em 
implementação em projetos emergentes offshore do Pré-sal no Brasil, como os campos de Lula e Libra. A 
injeção alternada CO2-WAG aumenta a eficiência de varredura do óleo em relação à injeção contínua de gás 
ou água, melhorando a recuperação do óleo ao fornecer uma condição de quase miscibilidade no 
reservatório (Muggeridge et al., 2014; Xu et al., 2020). No entanto, para ser usado de forma eficiente, o 
método requer conhecimento sobre a distribuição espacial da permeabilidade e porosidade do reservatório 
posto que a previsão das propriedades do fluido no reservatório é complexa, havendo variações constantes 
de saturação de água e gás, permeabilidade e porosidade que influenciam as propriedades dos fluidos 
(Almeida da Costa et al., 2021). 
Sabe-se que a permeabilidade em rochas carbonáticas é fortemente influenciada pelas taxas de 
injeção do CO2. Quando a taxa de injeção aumenta, a permeabilidade pode reduzir (Okhovat et al., 2020). O 
tempo de injeção também pode desempenhar um papel importante na alteração da permeabilidade porque a 
injeção prolongada do CO2 pode levar à precipitação de minerais carbonatos a longo prazo (Okhovat et al., 
2020). A heterogeneidade e a anisotropia da permeabilidade do reservatório podem influenciar a retenção do 
CO2, pois uma menor heterogeneidade da permeabilidadee da anisotropia aumentam a retenção do CO2 (Bo 
Ren & Duncan, 2019). A rede de fraturas associada à porosidade secundária pode aumentar a dissolução, 
uma vez que uma rocha mais fraturada promove a abertura de cavidades de dissolução (wormholes) e 
aumento da injetividade do fluido com o tempo, no entanto o tamanho e a localização da dissolução podem 
ser difíceis de se determinar. Por outro lado, uma rede de fraturas mais fechadas diminui a injeção de fluido 
favorecendo uma significativa dissolução na escala do poro associada à porosidade primária (Veien, 2021). 
A permeabilidade e a porosidade também são influenciadas pela heterogeneidade na composição química 
dos minerais e sua distribuição, pois os minerais controlam a dissolução da rocha. Nesse sentido, a presença 
de minerais não dissolvidos aumenta a complexidade da dissolução local (Ting Min et al., 2016). É 
reportado que a injeção imiscível do CO2 é menos eficiente para a recuperação de óleo do que a injeção 
miscível porque a última pode atingir água conata em poros pequenos, levando a formação de água ácida 
que promove maior dissolução de minerais carbonáticos (Okhovat et al., 2020). 
Com base nos estudos anteriores mencionados acima, pode se considerar que as interações entre 
fluidos injetados e rochas são bastante complexas e dependem das propriedades do fluido; mineralogia, tipo 
e propriedades petrofísicas da rocha; e distribuição das fácies carbonáticas. Determinar condições ótimas de 
injeção alternada CO2-WAG para diferentes tipos de rochas carbonáticas associadas às fácies do Pré-sal é 
desejável para otimizar a recuperação do óleo. Essa é uma questão em aberto importante que será abordada 
neste projeto. Em conjunto com os dados experimentais, a modelagem computacional (Silva et al., 2016; 
Formentin et al., 2017; Yasuda et al., 2018) pode ser usada para auxiliar a responder esta questão. 
Outro desafio é entender as reações de dissolução e precipitação que ocorrem em reservatórios 
carbonáticos sob injeção alternada CO2-WAG. Uma dissolução rápida mas limitada da calcita ocorre 
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amplamente no reservatório durante a injeção do CO2 puro, enquanto uma injeção alternada CO2-WAG 
promove a dissolução contínua da calcita em torno do ponto de injeção e a reprecipitação da calcita ocorre 
longe do ponto de injeção. Em ambos os casos, a dissolução da calcita pode levar ao desenvolvimento de 
zonas de maior permeabilidade e porosidade que podem influenciar a recuperação do óleo e a integridade do 
poço de injeção. Associado a dissolução, existe também o risco de reprecipitação de calcita na região do 
poço produtor de petróleo (Ribeiro et al., 2016; Silva et al., 2016). 
Efeito da precipitação da calcita em função do aumento da concentração do CO2 no fluido injetado é 
observado nos poços produtores. Normalmente em poços, a calcita é solubilizada com a injeção de ácido 
clorídrico. No entanto, quando em contato com o óleo, o HCl pode levar à precipitação de compostos 
orgânicos (asfaltenos ou naftenatos de cálcio) capazes de obstruir tubulações e bloquear linhas de fluxo, 
sendo portanto compostos indesejáveis (Marques & Pimentel, 2016). A precipitação de asfaltenos aumenta à 
medida que a pressão de injeção do CO2 aumenta porque mais componentes do óleo leve são extraídos e 
recuperados permanecendo no reservatório compostos mais pesados associados a asfaltenos (Qian et al., 
2019). Determinar os modos ótimos de injeção alternada CO2-WAG para reduzir a precipitação destes 
compostos orgânicos e controlar a dissolução e reprecipitação de minerais ainda é um desafio para os 
reservatórios do Pré-sal que será abordado nesse projeto. 
Uma alternativa promissora para a questão da solubilização dos carbonatos é o uso da injeção de 
água de baixa salinidade (LSWI) associada ao método EOR (Ramanathan et al., 2015; Teklu et al., 2016). 
LSWI aumenta a densidade e a viscosidade da água, reduzindo assim a segregação por gravidade e o efeito 
channeling, aumentando os caminhos de fluxo preferenciais associados à dissolução mineral, e diminuindo a 
molhabilidade, portanto, aumentando a eficiência do método EOR para deslocar óleos crus de baixa a média 
gravidade (Al-Shalabi & Sepehrnoor, 2016; Teklu et al., 2016; Drexler et al., 2019; Bisweswar1 et al., 
2020). Em estudo experimental em laboratório, Teklu et al. (2016) encontraram maior solubilização do CO2 
em soluções aquosas com baixa salinidade, o que favorece a continuidade da solubilidade do carbonato de 
cálcio, portanto, menor potencial de incrustação, e promove maior recuperação do óleo. Assim, o uso da 
água de baixa salinidade (LSWI) no método EOR é uma alternativa promissora ao uso da água do mar a ser 
testada em reservatórios carbonáticos do Pré-sal, embora existam preocupações quanto ao abastecimento e 
descarte da água de baixa salinidade (Al-Shalabi & Sepehrnoor, 2016). A adequação do LSWI como método 
EOR para reservatórios offshore, como o Pré-sal, ainda é uma questão em aberto que será abordada neste 
projeto. 
A variabilidade nas propriedades mineralógicas e geoquímicas das rochas, juntamente com as 
diferenças nas propriedades petrofísicas dos reservatórios carbonáticos e nos procedimentos 
técnicos/operacionais envolvidos no método EOR, representam desafios para o gerenciamento das 
características químicas dos fluidos injetados. Esta é uma questão importante porque os fluidos injetados por 
meio do método EOR influenciam na manutenção das condições geoquímicas, podendo assim favorecer ou 
não o aumento na porosidade e recuperação de óleo, a diminuição da precipitação de calcita e asfaltenos em 
527
 
7 / 13 
tubulações e poços e a diminuição da corrosão de equipamentos. Portanto, determinar condições ótimas de 
injeção do fluido é uma questão central para a eficiência do método EOR. 
Este projeto de pesquisa objetiva determinar as condições ótimas de composição do fluido de injeção 
(CO2-WAG) para fins de otimização da recuperação de petróleo, levando em consideração a distribuição das 
fácies carbonáticas do Pré-sal e análogos, as propriedades mineralógicas e geoquímicas das rochas 
(dissolução e precipitação de carbonatos e outros minerais), as propriedades petrofísicas (porosidade e 
permeabilidade), e a preservação de equipamentos, poços e tubulações (controle da precipitação de calcita e 
asfaltenos). Também busca determinar indicadores geoquímicos e mineralógicos e mecanismos voltados 
para solucionar problemas relacionados à solubilidade e precipitação de carbonatos em poços, reduzindo 
assim a necessidade de injeção de HCl e o risco de precipitação de asfaltenos. 
Com base em estudos experimentais desenvolvidos em laboratório e modelagem geoquímica, espera-
se obter parâmetros e indicadores hidrogeoquímicos e operacionais de injeção alternada CO2-WAG que 
serão úteis para monitorar e prever a dissolução e precipitação de carbonatos e de outros minerais e 
mudanças na mineralogia e propriedades petrofísicas das rochas sob diferentes condições de composição do 
fluido injetado e modos de injeção alternada CO2-WAG . 
 
4 - MÉTODO DE EXECUÇÃO 
Metodologia Experimental 
O projeto será desenvolvido por meio de experimentos de laboratório de longo prazo baseados em 
modos de injeção do CO2 puro e alternada CO2-WAG em análogos e rochas carbonáticas do Pré-sal (Figuras 
2 e 3). Os experimentos serão executados até atingirem um estado estacionário em termos de composição 
química dos fluidos com o objetivo de avaliar as alterações das propriedades mineralógicas, geoquímicas e 
petrofísicas das rochas quando o sistema atinge o estado de equilíbrio. 
Rochas carbonáticas serão coletadas em afloramentos de análogos já caracterizados (Freire et al., 
2011; Lima et al., 2020; Claes, et al., 2021), tais como:, Bacia do Parnaíba, Brasil (sucessões contendo 
microbialita da Formação Codó); Bacia do Paraná, Brasil (carbonatos oolíticos da Formação Tatui e 
carbonatos intercaladoscom folhelhos da Formação Irati); Bacia de Sergipe-Alagoas, Brasil (coquina da 
Formação Morro do Chaves); Bacia do Araripe, Brasil (esferulititos Aptianos Araripe Barbalha da Formação 
Barbalha). Dados e amostras de rochas carbonáticas reservatório das fácies do Pré-sal serão fornecidos pela 
ANP. 
A composição do fluído de injeção alternada CO2-WAG, com diferentes proporções do CO2 e água 
(Pancholi et al., 2020), irá reproduzir a composição química dos fluidos injetados em poços, que geralmente 
utilizam a água do mar. A injeção de água de baixa salinidade (LSWI) ou de água carbonatada serão testadas 
como um método alternativo à água do mar (Nasralla et al., 2015; Yu et al., 2016; Drexler et al., 2019; 
Bisweswar et al., 2020; Mogensen & Masalmeh, 2020). O fluido utilizado pela Petronas para injeção 
alternada CO2-WAG também pode ser testado. O objetivo é determinar empiricamente as condições ótimas 
de composição química e proporções do CO2 e água no fluido injetado em reservatórios carbonáticos para 
528
 
8 / 13 
otimizar a recuperação do óleo. A composição química inorgânica da solução, incluindo os parâmetros 
físico-químicos (pH e condutividade elétrica - CE), serão determinados antes, durante e após os 
experimentos por meio de espectrometria de plasma indutivamente acoplado (ICP-OES ou ICP-MS, se 
necessário), cromatografia iônica (CI), e eletrodos de pH e CE com monitoramento automático (medição 
continua no fluído). 
As composições químicas e mineralógicas das rochas (incluindo a quantificação de minerais) serão 
determinadas antes e após os experimentos por técnicas de espectroscopia de fluorescência de raios-X 
(FRX), difração de raios-X (DRX) e microscopia eletrônica de varredura (MEV-EGF). Dados de 
propriedades petrofísicas (porosidade, permeabilidade e densidade) serão coletados antes, durante e após os 
experimentos por tomografia computadorizada de raios-X (CT), espectroscopia de ressonância magnética 
nuclear (RMN) e porosimetria com injeção de mercúrio (Jarzyna et al., 2016). As análises mineralógicas e 
petrofísicas serão realizadas em equipamentos convencionais de bancada e, se necessário, em equipamentos 
que utilizam a radiação síncroton. 
Os experimentos serão realizados em fases sucessivas levando em consideração variações na P e T, 
na composição do fluido e ciclos de injeção, e nas razões de injeção gás-água. Os experimentos serão 
realizados inicialmente utilizando valores ambiente de T e P, os quais irão aumentar gradativamente até as 
condições do reservatório. Após os experimentos de injeção, será realizado ensaio de compressão triaxial em 
amostras de rochas selecionadas para se avaliar a integridade do reservatório (Lin et al., 2021). Os resultados 
experimentais podem também ser úteis para subsidiar estudos relacionados ao armazenamento do CO2. 
 
Figura 2: Diagrama esquemático do sistema de injeção do fluido. 
529
 
9 / 13 
 
 
Figura 3: Fluxograma do método experimental de laboratório para as fases 1 (rochas análogas) e 2 
(rochas do Pré-sal). 
 
Modelagem Geoquímica 
 Modelagem geoquímica (Figura 4) dos modos de injeção de fluido nas rochas e fácies do Pré-sal e 
análogos será realizada para interpretar, simular e prever cenários de mudanças nas propriedades 
geoquímicas, mineralógicas e petrofísicas sob diferentes projetos operacionais de composição, proporções e 
ciclos de injeção de fluido (Czernichowski Lauriol et al., 2006; Dawson et al., 2013; Nasralla et al., 2015; 
Yu et al., 2016; Marieni et al., 2021). A modelagem geoquímica será realizada pelo PHREEQC (Parkhurst, 
D.L., Appelo, C.A.J., 2013), cujo software os PIs possuem grande experiência, ou por outro software 
sugerido pela Petronas. 
 
 
Figura 4: Diagrama esquemático do método de modelagem geoquímica para as fases 1 (rochas análogas) e 2 
(rochas do Pré-sal). 
530
 
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Entregáveis e Nível de Maturidade Tecnológica (TRL) 
Cinco entregáveis serão gerados pelo projeto, sendo os dois primeiros diretamente relacionados aos dados 
experimentais (TRL = 5) e os outros de natureza mais teórica (TRL = 2) (Tabela 1). 
Tabela 1: Entregáveis do projeto classificados de acordo com o Nível de Maturidade Tecnológica 
(Technology Readiness Level, TRL), conforme definido pela NASA 
(https://www.nasa.gov/directorates/heo/scan/engineering/technology/technology_readiness_level). 
 
Entregável Cronograma (ano) 1 2 3 4 
TRL Final 
(NASA) 
Abordagem metodológica e diretrizes para se obter os 
modos ótimos de injeção alternada CO2-WAG para 
reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e 
análogos. 
 
5 
Modelo geoquímico computacional para o 
desenvolvimento de cenários relacionados aos efeitos dos 
modos de injeção alternada CO2-WAG de curto e longo 
prazo em reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro 
e análogos. 
 
5 
Estimativa do desempenho do procedimento de 
Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) em 
reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro para os 
modos ótimos de injeção alternada CO2-WAG. 
 
2 
Avaliação da melhoria da vida útil de equipamentos, 
poços e tubulações de reservatórios carbonáticos do Pré-
sal brasileiro para modos ótimos de injeção alternada 
CO2-WAG. 
 
2 
Simulação teórica piloto (perspectiva upscale) de 
mudanças na integridade de reservatórios carbonáticos 
associadas aos modos ótimos de injeção alternada CO2-
WAG. 
 
2 
 
Legenda da tabela: 
 
 
 
 
TRL (NASA) 1 2 3 4 5 
Cor 
531
https://www.nasa.gov/directorates/heo/scan/engineering/technology/technology_readiness_level
 
11 / 13 
Cronograma do projeto 
Ano 
Atividade 
1 2 3 4 
Formação da equipe e revisão de literatura. 
Amostragem e preparação de rochas carbonáticas. 
Montagem do experimento em laboratório. 
Experimentos de injeção do CO2 puro e alternada CO2-WAG. 
Análise química e físico-química dos fluídos e soluções por ICP-OES, 
CI, eletrodos de pH e CE. 
 
Análise mineralógica por DRX, FRX e microscopia eletrônica de 
varredura (MEV-FEG). 
 
Análise petrofísica por CT, RMN, porosimetria com Hg. 
Modelagem geoquímica e análise de dados. 
Ensaio de compressão triaxial em rochas do Pré-sal. 
Simulação teórica piloto de mudanças na integridade dos reservatórios 
carbonáticos. 
 
Estimativa de desempenho do procedimento EOR e do armazenamento 
do CO2. 
 
Avaliação da vida útil de operação de equipamentos, poços e 
tubulações. 
 
Metodologia e diretrizes para aplicação dos modos ótimos de injeção 
alternada CO2 – WAG em reservatórios carbonáticos do Pré-sal. 
 
Consolidação de projeto. 
 
 
 
 
 
532
 
12 / 13 
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534
 
 
 
CLÁUSULAS DE INVESTIMENTO EM PESQUISA, 
DESENVOLVIMENTO E INOVAÇÃO TECNOLÓGICA 
 
 
 
 
PLANO DE TRABALHO DE PROJETO OU PROGRAMA 
 
 
PTR – PARTE A 
 
 
 
EMPRESA PETROLÍFERA QUE ENCAMINHA O PTR: 
PETRONAS 
 
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
 
535
PTR - PARTE A 
Versão 4 – 10/09/2019 
 
RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 2 / 15 
1 - TÍTULO 
Implantação de infraestrutura experimental e analítica para realizar 
experimentos de injeção alternada do CO2 e água salgada (CO2-
WAG) em rochas reservatório carbonáticas do Pré-sal 
Coordenador: 
Professor Ricardo Perobelli Borba (borbarp@unicamp.br) – IG/UNICAMP – Eng. Geólogo 
(Universidade Federal de Ouro Preto), MSc e PhD (UNICAMP) – 
http://lattes.cnpq.br/1543462300385756 
2- OBJETIVO 
Este projeto de infraestrutura tem como objetivos implantar duas linhas experimentais 
e ampliar o parque analítico existente na UNICAMP para viabilizar a realização de 1) 
experimentos de injeção alternada CO2-WAG e do CO2 puro em rochas carbonáticas 
sob condições de pressão e temperatura de reservatórios do Pré-sal e 2) análises 
químicas do fluido injetado e soluções geradas nos experimentos. A proposta de 
infraestrutura aqui apresentada está vinculada ao projeto de P&D apoiado pela 
Petronas denominado “Implicações geoquímicas de injeções alternadas do CO2 e 
água salgada (CO2-WAG) em reservatórios carbonáticos: mudanças nas 
propriedades mineralógicas e petrofísicas, tubulações e instalações industriais”. O 
projeto de P&D tem como objetivo geral avaliar mudanças na hidrogeoquímica, 
mineralogia, propriedades petrofísicas, química dos fluidos produzidos, precipitação 
de carbonatos e asfaltenos em tubulações, poços e instalações industriais associadas 
a modos de injeção alternada CO2-WAG e do CO2 puro em reservatórios carbonáticos 
do Pré-sal brasileiro e análogos para fins de otimização da recuperação de petróleo. 
A pesquisa objetiva determinar ótimos de injeção alternada CO2-WAG por meio de 
experimentos conduzidos em laboratório, os quais servirão para subsidiar operações 
de recuperação do óleo em campo (método EOR). Os experimentos e análises 
químicas previstos no projeto P&D serão realizados com o aparato experimental e 
equipamentos solicitados nesse projeto de infraestrutura. 
 
Os objetivos específicos do projeto de infraestrutura são: 
 
1 - Instalação em laboratório de aparato experimental de injeção alternada CO2-
WAG e do CO2 puro em rochas carbonáticas em condições de P e T de 
reservatório. 
 
2 - Montagem de parque analítico específico dedicado à pesquisas na área de óleo e 
gás por meio da aquisição de equipamentos essenciais para análise dos fluídos de 
injeção e das soluções salinas geradas nos experimentos de injeção. 
 
3 - Adequação de sistemas de alimentação e de exaustão de gases em laboratório 
para realização dos experimentos e instalação dos equipamentos. 
536
PTR - PARTE A 
Versão 4 – 10/09/2019 
 
RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 3 / 15 
 
Numa perspectiva de desenvolvimento do presente projeto e de outros no tema, a 
infraestrutura laboratorial a ser implantada fornecerá um ambiente específico para 
realizar pesquisas na área de óleo e gás relacionadas à recuperação avançada de 
petróleo (EOR); e a geoquímica, mineralogia e petrofísica de rochas reservatório 
carbonáticas. Com essa infraestrutura espera-se um ganho substancial na aquisição 
de dados de alta qualidade e na aplicação dos resultados gerados por este projeto e 
outros na mesma linha, tornando os laboratórios que irão abrigar essa infraestrutura 
um centro de excelência em pesquisas sobre a injeção alternada CO2-WAG em 
reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro e análogos para fins de otimização da 
recuperação de petróleo. A infraestrutura laboratorial solicitada será instalada nos 
Laboratórios de Geoquímica e de Análise Ambiental do Instituto de Geociências da 
Universidade Estadual de Campinas - UNICAMP. 
 
537
PTR - PARTE A 
Versão 4 – 10/09/2019 
 
RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 4 / 15 
3 - RESUMO 
A injeção alternada do gás CO2 e água (CO2-WAG) é um dos principais métodos de 
Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) atualmente implementado em projetos 
emergentes offshore do Pré-sal brasileiro. No método EOR é de suma importância a 
determinação de ótimos de injeção alternada CO2-WAG para diferentes fácies e tipos 
de rochas, com propriedades petrofísicas, mineralógicas e geoquímicas distintas, para 
fins de otimização da recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticos. A 
obtenção de ótimos de injeção alternada CO2-WAG em condições controladas de 
laboratório se torna essencial para aumentar a eficiência do método EOR, constituindo 
este um procedimento metodológico que servirá de parâmetro para conduzir 
operações de EOR em campo. Para realizar pesquisa nesse tema é fundamental a 
implantação de infraestrutura experimental e analítica específica. Assim, o presente 
projeto de infraestrutura objetiva 1) instalar duas linhas experimentais de injeção 
alternada CO2 e água salgada (CO2-WAG) e do CO2 puro, como controle 
experimental, em rochas carbonáticas do Pré-sal e análogos em condições de 
reservatório (T aprox. de 60ºC e P aprox. de 8.500psi), 2) prover equipamentos para 
montagem de infraestrutura analítica voltada para realizar análises químicas (cátions 
e ânions) e físico-químicas (pH e condutividade elétrica) dos fluidos injetados e 
soluções geradas nos experimentos. Os resultados obtidos com a infraestrutura 
experimental e analítica serão utilizados para se determinar ótimos de injeção 
alternada CO2-WAG; realizar modelagem geoquímica; realizar abordagem teórica 
para avaliar o desempenho do EOR e a vida útil de equipamentos, poços e tubulações; 
e simular a integridade de reservatórios. Parâmetros hidrogeoquímicos e operacionais 
de ótimos de injeção alternada CO2-WAG obtidos nos experimentos serão fornecidos 
à Petronas, os quais poderão ser utilizados em condições de campo para otimizar a 
recuperação de óleo em reservatórios carbonáticos do Pré-sal. 
 
 
 
 
 
 
 
 
538
PTR - PARTE A 
Versão 4 – 10/09/2019 
 
RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 5 / 15 
4 - JUSTIFICATIVA 
Os reservatórios carbonáticos do Pré-sal são muito heterogêneos e 
apresentam grande variabilidade quanto à distribuição de fácies (Gomes et al., 2020). 
As fácies carbonáticas da Formação Barra Velha são diferenciadas por meio do tipo 
de rocha, que é descrito pelas composições mineralógicas e químicas e 
paleoambiente, e propriedades petrofísicas. O enriquecimento em óleo é mais comum 
nas fácies carbonáticas do Pré-sal associadas a quantidades maiores de minerais de 
carbonato de cálcio, tais como shrubs, e com maior permeabilidade e porosidade 
primária e secundária. Assim, a distribuição das fácies carbonáticas desempenha um 
papel crucial na exploração de óleo, pois controla a distribuição dos reservatórios, a 
migração e o depósito de petróleo (Gomes et al., 2020). Além dos carbonatos os 
principais minerais de argila presentes na Formação Barra Velha são kerolita 
((Mg,Ni)3Si4O10(OH)2 · nH2O (n ~ 1)), estevensita ((Ca,Na)xMg3-x(Si4O10)(OH)2), 
saponita (Ca0.25(Mg,Fe)3((Si,Al)4O10)(OH)2 · nH2O), sepiolita (Mg4(Si6O15)(OH)2 · 
6H2O), ilita (K0.65Al2.0[Al0.65Si3.35O10](OH)2) e minerais de camada mista kerolita / 
esmectita e ilita / esmectita 
A injeção alternada do gás CO2 e água salina (CO2-WAG) utilizada para 
recuperação do óleo (método EOR) têm sido realizada por meio de poços e as fases 
líquidas injetadas interagem com uma diversidade de fácies carbonáticas. Nas fácies 
carbonáticas, as condições físico-químicas podem mudar à medida que CO2 alternado 
com água salina ou CO2 puro são injetados, muitas vezes promovendo variações no 
pH e na força iônica (Vivek et al., 2017). Mudanças nas condições físico-químicas dos 
fluidos injetados decorrentes da interação destes com as fácies carbonáticas podem 
causar dissolução e precipitação de minerais, aumento ou diminuição da porosidade 
e permeabilidade, influenciando assim a recuperação do óleo. Portanto, a 
recuperação do óleo obtida por meio da injeção alternada CO2-WAG é fortemente 
influenciada pela resposta à injeção das fácies carbonáticas e rochas associadas, as 
quais em geral possuem propriedades petrofísicas, mineralógicas e geoquímicas 
distintas. A pesquisa associadaa este projeto de infraestrutura objetiva investigar a 
resposta de tipos de rochas associadas às fácies carbonáticas do Pré-sal e análogos, 
a modos de injeção do CO2 puro, como controle experimental, e alternada CO2-WAG 
com águas de alta e baixa salinidade. 
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RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 6 / 15 
Em consonância com a interação rocha-fluído injetado, a compreensão das 
reações de dissolução e precipitação que ocorrem em reservatórios carbonáticos sob 
diferentes condições/modos de injeção alternada CO2-WAG é fundamental para o 
êxito do procedimento de injeção. Uma dissolução rápida mas limitada do mineral 
carbonático calcita ocorre amplamente no reservatório durante a injeção do CO2 puro, 
enquanto uma injeção alternada CO2-WAG promove a dissolução contínua do mineral 
em torno do ponto de injeção e a reprecipitação da calcita ocorre longe do ponto de 
injeção. Em ambos os casos, a dissolução de carbonatos e outros minerais pode levar 
ao desenvolvimento de zonas de maior permeabilidade e porosidade que podem 
influenciar a recuperação do óleo e a integridade do poço de injeção. Associado a 
dissolução, existe também o risco de reprecipitação de calcita e outros minerais na 
região do poço produtor de petróleo (Ribeiro et al., 2016; Silva et al., 2016). 
Normalmente em poços, a calcita reprecipitada é solubilizada com a injeção de 
ácido clorídrico. No entanto, quando em contato com o óleo, o HCl pode levar à 
precipitação de compostos orgânicos (asfaltenos ou naftenatos de cálcio) capazes de 
obstruir tubulações e bloquear linhas de fluxo, sendo portanto compostos indesejáveis 
(Marques & Pimentel, 2016). A precipitação de asfaltenos aumenta à medida que a 
pressão de injeção do CO2 aumenta porque mais componentes do óleo leve são 
extraídos e recuperados permanecendo no reservatório compostos mais pesados 
associados a asfaltenos (Qian et al., 2019). Assim, a determinação de ótimos para a 
razão de injeção alternada CO2-WAG que controla o equilíbrio químico e a cinética 
das reações de dissolução e precipitação dos carbonatos e demais minerais, é 
procedimento chave para aumentar a eficiência do procedimento de injeção para fins 
de recuperação de óleo. Para determinação de ótimos de injeção, a realização de 
experimentos em laboratório sob diferentes condições/modos de injeção alternada 
CO2-WAG nas rochas carbonáticas em condições de P e T de reservatório se faz 
necessária. Para realizar estes experimentos é fundamental a implantação de 
infraestrutura experimental e analítica específica. 
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REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 7 / 15 
A realização de balanços de massa com base nas concentrações dos íons em solução 
associados às precipitações e dissoluções de minerais que ocorrerem nos 
experimentos de injeção, é necessária para se compreender os mecanismos 
geoquímicos e mineralógicos que controlam as condições de injeção. Em particular 
nesse projeto, os balanços de massa são essenciais para se determinar os efeitos 
das injeções do CO2 puro e alternada CO2-WAG tanto nas propriedades geoquímicas 
e mineralógicas quanto petrofísicas das rochas. Nas soluções salinas produzidas nos 
experimentos, é indicada a determinação das concentrações de íons por meio de 
Espectrometria de Emissão Óptica com Plasma Indutivamente Acoplado (ICP-OES) 
para cátions e Cromatografia de Íons para ânions, que são técnicas analíticas de alta 
qualidade para determinação de concentrações. Também para entendimento dos 
mecanismos geoquímicos e mineralógicos, devem ser adquiridos dados sobre 
parâmetros físico-químicos que refletem as condições experimentais e controlam 
reações químicas, como pH e a condutividade elétrica. Idealmente, medidas desses 
parâmetros devem ser realizadas em condições de P e T de reservatório por meio de 
eletrodos instalados em linha nos experimentos para garantia das condições 
experimentais. Neste projeto de infraestrutura são solicitados equipamentos e 
eletrodos necessários para realização das análises químicas e físico-químicas 
descritas acima. 
Ressalta-se que a infraestrutura laboratorial solicitada irá complementar a 
infraestrutura analítica existente nos laboratórios do Instituto de Geociências da 
UNICAMP, ampliando assim seu parque analítico em relação a equipamentos 
adequados para dar suporte à pesquisas na área de óleo e gás. 
 
5 - MÉTODO DE EXECUÇÃO 
 
O principal objetivo do presente projeto de infraestrutura é a compra dos 
equipamentos abaixo especificados e adaptações de obras civis necessárias para 
construção do aparato experimental e instalação dos equipamentos. 
 
O aparato experimental a ser construído consiste num módulo principal que contém o 
sistema de injeção e estufa de incubação e um módulo secundário que contém 
sistema computacional acoplado ao módulo principal para controle e monitoramento 
operacional do aparato (Figuras 1 e 2). O aparato permitirá realizar experimentos em 
duas linhas independentes. Cada linha de experimento possibilitará a injeção de 
diferentes fluidos em fases sucessivas ou alternadas, de curta ou longa duração, em 
condições de P e T de reservatórios do Pré-sal, com variações na pressão, na 
temperatura, na composição do fluido e ciclos de injeção, e com diferentes razões de 
injeção gás-água. 
 
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Figura 1: Diagrama esquemático do sistema de injeção do fluido pertencente ao 
aparato experimental. 
 
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Figura 2: Módulos principal e secundário do aparato experimental. 
 
Na Tabela 1 é apresentada a descrição dos principais componentes constituintes do 
aparato experimental. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Módulo principal 
Módulo secundário 
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REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 10 / 15 
 Tabela 1: Descrição dos principais componentes constituintes do aparato 
experimental 
Equipamento Função 
Bomba de deslocamento positivo 
Manter a vazão constante dos 
diferentes fluidos durante a 
percolação no meio poroso da 
amostra de rocha 
Transdutor de pressão diferencial 
Medição da perda de pressão no meio 
poroso da rocha possibilitando a 
determinação da propriedade 
permoporosa, permeabilidade, 
durante o experimento 
Transdutor de pressão Medição da pressão do experimento 
Termopar PT 100 Medição da temperatura 
Estufa Controle de temperatura 
Supervisório de dados Coleta e armazenamento de dados 
Célula “Holder” 
Acomodar amostras de rochas em 
condições de reservatório durante a 
percolação dos fluidos nos poros da 
rocha 
Célula Garrafa/Acumulador 
Armazenar fluidos em condições de 
temperatura e pressão de reservatório 
que são injetados nas amostras de 
rochas 
Válvula Back-Pressure 
Manter as linhas, células, fluidos com 
a pressão constante durante o 
bombeio do fluido 
Coletor de Frações (amostrador) 
Equipamento usado para as coletas 
sequenciais de amostras dos 
experimentos (soluções) 
Eletrodo de pH 
Medir em linha o pH do fluido após 
percolar os poros da rocha 
Eletrodo de condutividade 
Medir em linha a condutividade do 
fluido após percolar os poros da rocha 
 
 
Nos experimentos de injeção alternada CO2-WAG e do CO2 puro,as amostras de 
rocha, previamente saturadas com água salina, serão confinadas sob pressão de 
9000 psi em células “Holder”, e os fluidos CO2 e água salina serão confinados em 
célula garrafa/acumulador sob pressão de 8500 psi. Todas as células ficarão dentro 
de uma estufa para manter a temperatura constante do sistema de injeção durante 
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todo o experimento. Na Figura 3 é apresentado a disposição das células dentro da 
estufa. 
 
 
 
Figura 3: Diagrama esquemático das células dentro da estufa. 
 
A injeção dos fluidos contidos nas células garrafa/acumulador será realizada pelo 
deslocamento do êmbolo deslizando no interior da célula impulsionado pela água 
bombeada por uma bomba de deslocamento positivo mantendo a vazão constante. A 
razão de injeção CO2-WAG e o tempo de injeção de cada fluido nas amostras de 
rocha serão determinados pelo número de volume poroso, previamente determinado 
com base em critérios análogos ao utilizado no campo. Em linha no aparato, portanto 
mantendo as condições experimentais de T e P, serão instalados eletrodos de pH e 
condutividade elétrica que farão medidas continuas desses parâmetros nas soluções 
produzidas durante o experimento (Figura 3), as quais serão armazenadas no 
supervisório de dados (Figura 1). 
 
Dois coletores de amostras de soluções líquidas (amostrador ou coletor de frações) 
com funcionamento automático programado (Figura 1) irão operar em conjunto com 
as especificações dos experimentos. Assim, amostras serão coletadas em intervalos 
regulares determinados previamente e a seguir analisadas para cátions e ânions por 
equipamentos a serem adquiridos nesse projeto de infraestrutura. 
 
Os cátions serão analisados por Espectrômetro de Emissão Óptica com Plasma 
Indutivamente Acoplado (ICP-OES). O equipamento solicitado é o Dual View - 
ThermoScientific - Modelo iCAP Pro XPS que é um equipamento de última geração 
que opera com observação do plasma pelas vistas axial e radial, permitindo assim 
Eletrodos de pH e 
condutividade elétrica 
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REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 12 / 15 
análise de concentrações baixas e altas na mesma amostra, o que agrega um 
benefício extra importante para esse projeto de pesquisa posto que as amostras 
coletadas nos experimentos deverão conter vários elementos químicos distribuídos 
numa ampla faixa de concentrações. Além disso, esse item do equipamento otimiza o 
tempo de análise e a qualidade dos resultados pois as determinações de 
concentrações dos elementos podem ser realizadas simultaneamente, evitando assim 
diluições e repetições de análises. O equipamento opera numa cobertura espectral 
ampla que varia de 167 a 847 nm, o que permite selecionar comprimentos de onda na 
faixa espectral do ultravioleta, visível e infravermelho, aumentando dessa forma a 
sensibilidade do equipamento. O modo ultravioleta, por exemplo, permite melhor 
sensibilidade e limite de detecção para elementos entre 167 e 220 nm, por meio de 
uma segunda exposição focada na região do ultravioleta, o que permite determinar 
com segurança concentrações na faixa de ppb. Os cátions capazes de serem 
analisados pelo ICP-OES são (os de interesse direto do projeto em virtude dos 
minerais presentes nas rochas estão em negrito): Ag, Al, As, B, Ba, Be, Ca, Cd, Co, 
Cr, Cu, Fe, Hg, K, Li, Mg, Mn, Mo, Na, Ni, P, Pb, S, Sb, Se, SiO2, Sn, Sr, Ti, Tl, V, Zn. 
 
O equipamento possui sistema de economia de gás de purga (Ar ou N2) que permite 
operação com baixo consumo no modo de stand-by. Esse item diminui o uso de gás, 
portanto o custo operacional das análises. Também possuí sistema avançado para 
geração de hidretos com separador gás/líquido completo, com tubos para 
amostra/dreno para conexão ao ICP, o qual é recomendado para determinação de 
baixas de concentrações de As, Se, Hg e Sb em matrizes complexas, como as 
soluções amostradas nos experimentos de injeção. Além disso, esse ICP-OES é 
capaz de analisar os íons inorgânicos em amostras de óleo crú e em voláteis também. 
Ressalta-se que as soluções associadas aos experimentos serão analisadas para 
uma suíte completa de elementos, pois os minerais dissolvidos durante a injeção 
podem conter diversos elementos químicos de interesse para a pesquisa, em 
particular para os estudos de modelagem geoquímica e balanços de massa. 
 
O equipamento possui dimensões pequenas em comparação com outros modelos, 
ocupando espaço laboratorial reduzido, e sistema de exaustão de fácil instalação. A 
instalação do equipamento requer a construção de sistema de exaustão de gases, 
casa para abrigar os cilindros de gases, aquisição de válvulas reguladoras e sistema 
de canalização dos gases dos cilindros para o equipamento. Esses itens acessórios 
são solicitados nesse projeto de infraestrutura e constam do memorial descritivo. 
 
Os ânions (F, Cl, NO3, Br, NO2, SO4, PO4) serão analisados por Cromatógrafo de 
Íons. O modelo solicitado é o ECO IC. O cromatógrafo solicitado é acompanhado por 
amostrador automático que otimiza a rotina de análise e o equipamento possui uma 
bomba de alta pressão inteligente (Ipump), válvula de injeção automática com seis 
vias, um sistema de supressão química do tipo "packed bed", além de um detector de 
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condutividade digital inteligente (iDetector). As partes inteligentes do equipamento 
diminuem erros operacionais, fazendo o reconhecimento e ajuste automático dos itens 
do equipamento de acordo com o tipo de análise. Estes itens garantem a obtenção de 
resultados precisos para ânions com um limite de detecção em baixas concentrações. 
É um equipamento com capacidade para analisar vários ânions numa ampla faixa de 
concentrações, o que diminui o trabalho de diluição e repetição de análises. Também 
é um equipamento de porte pequeno que requer pouco espaço laboratorial para sua 
instalação. Ressalta-se que é um equipamento altamente indicado para análise de 
ânions mas que é limitado para análise de cátions, posto que este analisa apenas um 
número pequeno de cátions (Na, K, Mg, Ca, Li, NH4+) em concentrações da ordem de 
ppm, o que não atende as necessidades das determinações analíticas previstas no 
projeto P&D associado a este projeto de infraestrutura. 
 
6 - INFORMAÇÕES ADICIONAIS/ESPECÍFICAS 
Os experimentos serão realizados nos Laboratórios do Instituto de Geociências da 
Unicamp. Os equipamentos analíticos (ICP-OES e Cromatógrafo de Íons) serão 
instalados nos Laboratórios de Geoquímica Experimental e de Análise Ambiental. 
Na Fig. 4 é mostrada a bancada do laboratório onde serão instalados o ICP- 
OES e o cromatógrafo de íons. 
 
Figura 4. Disposição planejada dos equipamentos ICP-OES e cromatógrafo de ions 
na bancada do laboratório de analise Ambiental do Instituto de Geociências da 
Unicamp. 
 
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O Instituto de Geociências da Unicamp possui um parque de equipamentos 
diversificado instalado em diversos laboratórios. Aqueles equipamentos relacionados 
diretamente com o projeto P&D associado a este projeto de infraestrutura são listados 
abaixo. 
 
1 - Difratômetro de RX, marca BRUKER AXS, Modelo D2 PHASER - equipamento 
utilizado para a identificação e quantificação da composição mineralógica das rochas. 
2 - Espectrômetrode Fluorescência de Raios-X Sequencial para Análise Elementar 
de amostras sólidas Marca Philips, Modelo PW2404 - equipamento utilizado para 
determinação da composição química total das amostras de rocha em estado sólido 
(pulverizadas). 
3 - Microscópio eletrônico de Varredura da marca JEOL, modelo JSM-IT500HR com 
detectores de EDS e catodoluminescência acoplados. Os softwares para operação 
são: SEM operation JSM IT500HR version 1.270 (operação); SMILEVIEW LAb Data 
Control (tratamento de dados EDS); GATAN Digital Micrograph (detector CL) - 
equipamento utilizado para a observação de texturas e porosidades de rochas e 
determinação de composição química de minerais em amostras de rochas. 
 
INDICAÇÃO DAS LINHAS DE PESQUISA E PROJETOS QUE SERÃO 
VIABILIZADOS PELA NOVA INFRAESTRUTURA 
 
O presente projeto de infraestrutura dará suporte ao projeto de P&D também apoiado 
pela Petronas, o qual é pioneiro em sua linha de pesquisa (estudos experimentais de 
injeção de fluidos em condições de P e T de reservatório para diferentes fácies e 
rochas carbonáticas do Pré-sal) no âmbito do Instituto de Geociências da UNICAMP. 
 
Outras linhas de pesquisa em temas correlatos desenvolvidos no Instituto de 
Geociências da UNICAMP ou em associação ao instituto poderão se beneficiar deste 
projeto. Essas pesquisas têm sido financiadas por diversas empresas petrolíferas, no 
âmbito da Cláusula de PD&I presente nos Contratos para Exploração, 
Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural, e são listadas abaixo: 
(i) Dissolução de rochas carbonáticas devido à injeção de CO2 em altas pressões. 
Repsol Sinopec Brasil, Processo #01P 13846/2016. 
(ii) Desenvolvimento de reservatórios carbonáticos incorporando efeitos de 
heterogeneidades geológicas críticas - Financiado pela Shell Brasil - Processo #01p-
19948/2017 
(iii) Caracterização petrofísica multi-escala de reservatórios do pré-sal". Statoil Brasil 
Óleo e Gás Ltda, Processo #01-P-15715-2016 
(iv) Métodos quantitativos aplicados ao estudo de reservatórios carbonáticos 
PETROBRÁS - Processo 0050.0076277.12. 
(v) Análise de Carbonatos PETROBRÁS - Processo #01 P 20635/2011. * 
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RESOLUÇÃO ANP Nº 50/2015 
REGULAMENTO TÉCNICO ANP Nº 3/2015 15 / 15 
(vi) Estudo do Potencial de Recuperação de Petróleo com Técnicas Baseadas na 
Injeção de Água de Baixa Salinidade e Adição de Íons Metálicos em Reservatórios 
Carbonáticos". Repsol Sinopec Brasil, Auxílio Pesquisa / 5323, 
(vii) Avaliação da Injeção do tipo WAG na recuperação de óleo em reservatório 
carbonático do Pré-sal Brasileiro". Repsol Sinopec Brasil, Auxílio Pesquisa / conv. 
5324 
 
 
Referências 
 
Gomes , J . P., Bunevich, R. B., Tedeschi, L. R., Tucker, M. E., & Whitaker, F. F. (2020). 
Facies classification and patterns of lacustrine carbonate deposition of the Barra Velha 
Formation, Santos Basin, Brazilian Pre-salt. Marine and Petroleum Geology, 113, 
[104176]. 
Marques, L.C.C., Pimentel, D.M. (2016) Pitfalls of CO2 Injection in Enhanced Oil 
Recovery. Applied Mechanics and Materials, 830:125-133. 
Qian, K., Yang1, S., Dou, H., Pang, J. & Huang, Y. (2019). Formation damage due to 
asphaltene precipitation during CO2 flooding processes with NMR technique. Oil & Gas 
Science and Technology - Rev. IFP Energies nouvelles, 74:11. 
Ribeiro, A. S., Mackay, E. J., & Guimarães, L. (2016). Predicting calcite scaling risk due to 
dissolution and reprecipitation in carbonate reservoirs during CO2 injection. SPE 
International Oilfield Scale Conference and Exhibition (SPE 179884). 
Silva, D., Sorbie, K. S., & Mackay, E. J. (2016). Modelling CaCO3 Scale in CO2 water 
alternating gas CO2-WAG processes. SPE International Oilfield Scale Conference and 
Exhibition (SPE 179893). 
Vivek, R., Sivasankar, P., & Kumar, G. S. (2017). Accelerating dissolution trapping by low 
saline WAG injection scenario. Energy Procedia, 114, 5038-5047. 
 
 
 
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