Aula 04 Capilaridade, molhabilidade e compreensibilidade

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AULA 04: CAPILARIDADE, MOLHABILIDADE E COMPREENSIBILIDADE 
Engenharia de reservatórios de petróleo I 
ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO I 
Aula 04: Capilaridade, molhabilidade e 
compreensibilidade 
AULA 04: CAPILARIDADE, MOLHABILIDADE E COMPREENSIBILIDADE 
Engenharia de reservatórios de petróleo I 
Conteúdo da aula 
1. Capilaridade aplicada aos meios porosos; 
• Pressão capilar; 
• Ascensão Capilar; 
2. Molhabilidade dos fluidos nos grãos sólidos dos reservatórios; 
• Tensão de adesão; 
3. Compreensibilidade da formação; 
• Tipos; 
• Ordem de grandeza; 
• Compactação X Porosidade. 
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Capilaridade 
 Os fenômenos capilares resultam das atrações moleculares da massa fluída. As 
moléculas no interior do líquido sofrem atrações em todas as direções pelas 
moléculas em volta. Entretanto, na superfície, essa atração é desigual; 
 Fenômenos são superficiais ou interfaciais em função dos tipos de fluídos: 
gás/líquido ou líquido/líquido; 
 Moléculas próximas da interfase são atraídas de forma desigual dando origem 
a uma energia de superfície livre por unidade de área denominada tensão 
superficial ou interfacial (𝝈) que impede o rompimento da superfície; 
 A força que tende a puxar uma superfície para o centro é a força capilar (Fc) e 
sendo por unidade de área é pressão capilar (pc). 
http://docplayer.com.br/173018-Mecanica-dos-fluidos.html 
• 1. Conceituação 
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Capilaridade 
 É a diferença entre a pressão entre os dois fluídos imiscíveis que estão em 
contato; 
 A pressão capilar é inversamente proporcional ao raio de curvatura ou 
diretamente proporcional à curvatura da superfície ou interface dos dois 
fluídos imiscíveis. 
• Pc a pressão capilar e 𝜎 a tensão interfacial; 
• 𝑟₁ e r₂ raios de curvatura da superfície; 
• Esses raios poderão ser + ou – se medidos através do óleo ou da água 
respetivamente. 
http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbase/surten2.html#c 
• 1. Cálculo da pressão capilar. Equação de Plateau 
𝑝𝑐 = 𝜎*1/𝑟₁ + 1/r₂ } 
http://docplayer.com.br/173018-Mecanica-dos-fluidos.html 
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Capilaridade 
 A distribuição dos fluídos no interior dos reservatórios de petróleo em 
parte tem relação com o comportamento dos poros como sendo vasos 
capilares; 
 Nos vasos capilares, os fluídos atuam pela ação das tensões superficial e 
interfacial nas paredes; 
 O ângulo de contato 𝜽 sendo menor do que 90º o fluído mais denso 
molha preferencialmente o sólido, e o fluído ascende é a ascensão 
capilar. 
docplayer.com.br/13867024-A-uma-gota-de-orvalho-... 
• 1. Ascensão Capilar 
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Capilaridade 
 No sistema óleo-água, os líquidos são imiscíveis, água molhando preferencialmente os poros 
que se comportam como capilares, haverá ascensão ou elevação dela no óleo; 
 A altura dessa ascensão será proporcional à tensão interfacial desses fluídos e ao ângulo de 
contato 𝜽, e é proporcionalmente inversa à diferença das densidades dos fluídos e ao diâmetro 
do poro capilar. 
• 1. Ascensão capilar 
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Molhabilidade 
 É a tendência de um fluído de aderir à superfície de um sólido, em presença de outros fluídos imiscíveis. 
É uma medida sobre a qual fluído se adere preferencialmente à rocha; 
 Essa tendência é medida de forma mais conveniente através do ângulo de contato (θ) que se mede no 
fluído ou líquido mais denso: 
• Ângulo <90º, o líquido mais denso molha o sólido; 
• Ângulo >90º, o líquido menos denso molha o sólido; 
 Geralmente se distinguem duas fases: 
• Fase molhante aderida à rocha, usualmente a fase aquosa; 
• Fase não molhante, usualmente a fase orgânica: óleo e gás. 
http://www.pucrs.br/cepac/download/Eng_Reservatorio_CCS.pdf 
• 2. Conceituação 
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Molhabilidade 
 Discute-se se a maioria dos reservatórios de petróleo 
são molháveis à água, ao óleo ou tem molhabilidade 
intermediária; 
 Como as rochas, reservatórios estão saturados com 
água conata ao receberam petróleo pelo processo de 
migração secundária. É provável que a molhabilidade à 
agua inicial se mantenha após concluída essa migração; 
 A tensão de adesão (𝜎A = 𝜎s-𝜎w ) determina qual fluído 
𝜎w molha preferencialmente o sólido 𝜎s; 
 Molhabilidade e a tensão de adesão variam com os 
sólidos e com os fluídos envolvidos. 
Figura 2.27reproduzida de Adalberto J Rosa op. cit. 
em “saiba mais” 
• 2. Molhabilidade e Tensão de Adesão 
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Molhabilidade 
 A tensão de adesão (𝜎A = 𝜎s-𝜎w ) determina qual 
fluído 𝜎w molha preferencialmente o sólido 𝜎s; 
 Molhabilidade e a tensão de adesão variam com os 
sólidos e com os fluídos envolvidos; 
 A figura ao lado demostra essa variação em função 
fluídos X sólidos. 
Figura 2.28reproduzida de Adalberto J Rosa op. cit. 
em “saiba mais” 
• 2. Molhabilidade e Tensão de Adesão 
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Molhabilidade 
 Nos reservatórios de petróleo, a rocha é molhada pela água na presença do óleo e nunca pelo gás. 
Assim, a água estará nas paredes dos grãos, óleo e gás no interior dos poros, sendo o gás 
preferencialmente nas partes centrais dos poros, devido ao fato dele preferencialmente não 
molhar os grãos; 
 Nos reservatórios de petróleo com grãos muito finos, a capilaridade dos poros pode ser 
heterogênea e os fenômenos de elevação da água podem resultar no contato gradacional ou zona 
de transição água e óleo ser espessa; 
 A zona de transição do contato óleoe água pode alcançar dezenas de metros, explicada pelo 
fenômeno de capilaridade dos poros das rochas reservatórios. 
• 2. Grãos das rochas molhados e contato óleo água transicional 
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Molhabilidade 
 Mais frequente nos reservatórios de petróleo, a água 
molha os grãos de quartzo, visto que a água conata 
está nos poros antes da migração do óleo; 
 Nos reservatórios de petróleo, raramente o óleo 
molhas os grãos, havendo interpretações de 
alteração da condição original; 
 As figuras ao lado reproduzem essas duas situações. 
• 2. Grãos das rochas molhados 
Figura 2.33 e 2.34 reproduzida de Adalberto J Rosa 
 op. cit. em “saiba mais” 
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Compreensibilidade 
 Uma rocha com volume inicial V₁ é submetida a aumentos 
de pressão, isto é, a um processo de compreensão, e seu 
volume inicial sofre diminuição. 
 ΔV ( V₁ – V₂ ) 
 A variação percentual desse volume denomina-se: 
Variação Fracional = ΔV/V 
 A compreensibilidade é definida através da seguinte 
expressão: 
 𝐂𝐨𝐦𝐩𝐫𝐞𝐞𝐧𝐬𝐢𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞 = −
𝟏
𝑽
∆𝑽
∆𝑷
 
• 3. Conceituação 
 V ₂>V₁ 
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Compreensibilidade 
 Os poros de uma rocha reservatório estão cheios de fluídosque exercem pressão sobre as paredes da 
mesma; 
 O volume dos poros é função da pressão interna; 
 Ao retirar-se uma quantidade de fluídos do interior das rochas, a pressão cai e os poros reduzem de 
volume; 
 A relação entre a Variação Fracional dos volumes dos poros e a Variação de Pressão é denominada 
Compressibilidade Efetiva da Formação, de interesse particular na Engenharia de Reservatórios: 
𝒄𝒇 =
∆𝑽𝒑
𝑽𝒑
÷ ∆𝑷 cf compreensibilidade da formação 𝑽𝒑 volume poroso inicial 
 ∆𝑽𝒑 variação do volume poroso ∆𝑷 variação da pressão 
• 3. Conceituação 
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Compressibilidade da rocha, dos poros. 
Os fluídos produzidos esvaziam os espaços porosos e, com a variação da pressão interna da rocha, 
provocam modificações nos grãos, nos poros e até no volume total da rocha. 
 Compreensibilidade da rocha Matriz: variação do volume do material sólido; 
 Compreensibilidade Total da Rocha: ΔV variação do volume total da rocha; 
 Compreensibilidade dos Poros: ∆𝑽𝒑 variação do volume poroso da rocha. 
Outra expressão da compreensibilidade efetiva ce levando-se em consideração a compressibilidade da 
formação cf , a compressibilidade da água cw e a saturação em que se encontra o fluído na rocha Swi: 
 cewf = ( cwSwi + cf) / 1 - Swi 
• 3. Tipos de Compressibilidades por unidade de pressão 
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Compreensibilidade ordem de grandeza 
 Arenito friável Cr = 1.5 x 10-⁴ 1/kg/cm² Arenito consolidado Cr = 5 x 10-⁵1/kg/cm² 
 Nos reservatórios de gás, os efeitos da compressibilidade da rocha e da água são desprezíveis, pois gás 
tem compressibilidade muito maior do que da rocha e da água; 
 Reservatórios anormalmente pressurizados quando a rocha é inconsolidada e portanto altamente 
compressível; 
 Nesses reservatórios altamente pressurizados, a compressibilidade do gás é menor do que a usual. 
• 3.- Grandeza da Compreensibilidade nas Rochas 
 Gradiente pressão 
 kgf/cm²/m 
Compressibilidade rocha 
 (kgf/cm²)-1 
 anormal 0,20 430 x 10ˉ ⁶ milhões 
normal 0,10 70 x 10 ˉ⁶ milhões 
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Compactação VS Porosidade 
As rochas sometidas à sobrecarga se compactam e reduzem 
sua porosidade . 
 Essa compactação natural é maior nos folhelhos e 
consequentemente maior a diminuição da porosidade; 
 Nos arenitos, essa compactação natural se limita até o 
contato dos grãos, e a porosidade também se limita. 
• 3. Compressibilidade das rochas pela compactação X porosidade 
Figura 2.4 reproduzida de Adalberto J Rosa op.cit. Em “saiba mais” 
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Compactação VS Porosidade 
Desde a deposição, o soterramento dos sedimentos vai 
exercendo compactação gradacional afetando a porosidade das 
rochas que se formam durante o processo de litificação ou 
diagênese. 
 Outros eventos podem aliviar a tensão entre os poros: 
soerguimento do reservatórios por problemas tectônicos; 
erosão de estratos de superfície e sobre pressurização do 
fluído. Esses fenômenos levarão ao reservatório a outra 
condição, C na figura; 
 Na extração de hidrocarbonetos há depleção do 
reservatório e a pressão de sobrecarga conduz à condição 
C’ da figura. 
• 3. Compactação das rochas no processo diagenetico 
Figura 3.12 reproduzida de L.P.Dake 
 0p.cit. Em “saiba mais” 
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Compressibilidade função T e P 
A compressibilidade dos fluídos depende da temperatura e da 
pressão do reservatório. 
 A expansão dos fluídos no reservatório atua como força 
motriz de parte da energia primária que o reservatório 
possui; 
 O gás tem compressibilidade muito maior do que o óleo e a 
água e se expande várias vezes em volume; 
 Durante o processo de extração dos fluídos, o gás livre se 
expande ocupando volumes mesmo com quedas de 
pressão pequenas. 
• 3. Compressibilidades relativas 
Fonte Frank Jahn el ali em op.cit em 
“saiba mais” 
Compressibilidades relativas 
 
em (lb/in²)⁻¹ 
 
Cₒ = de 10 x 10⁻⁶ ate 20 x 10 ⁻⁶ 
Cw = de 3x10⁻⁶ ate 5x10⁻⁶ 
Gg = de 500x10⁻⁶ ate 1500x10⁻⁶ 
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DARKE, L. P. Lei de Darcy e suas aplicações. In: 
Engenharia de reservatórios. Fundamentos. Rio 
de Janeiro: Elsevier, 2014. 
JAHN, Frank et ali. Introdução à Exploração e 
Produção de Hidrocarbonetos. Rio de Janeiro: 
Elsevier, 2012. 
ROSA, Adalberto Jose et ali. Propriedades físicas 
das rochas. In: Engenharia de reservatórios de 
petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. 
Saiba mais 
Capilaridade. Molhabilidade, Compressibilidade. 
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VAMOS AOS PRÓXIMOS PASSOS? 
 
 
Propriedades dos Fluídos; 
 
Diagramas de Fase P T; 
 
Diagramas PVT; 
AVANCE PARA FINALIZAR 
A APRESENTAÇÃO.