TCC Philippe e Ruan FINAL

Prévia do material em texto

UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ (UNESA) 
ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
 
PHILIPPE PENHA CUPERTINO 
RUAN DE AZEVEDO RODRIGUES 
 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DO POTENCIAL USO DE BIOSSURFACTANTES EM 
PROCESSOS MICROBIOLÓGICOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE 
PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MACAÉ 
2018
 
 
 
 
 
PHILIPPE PENHA CUPERTINO 
RUAN DE AZEVEDO RODRIGUES 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DO POTENCIAL USO DE BIOSSURFACTANTES EM 
PROCESSOS MICROBIOLÓGICOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE 
PETRÓLEO 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao 
curso de Engenharia de Petróleo da universidade 
Estácio de Sá como parte dos requisitos para 
obtenção de bacharel de Engenheiro de Petróleo. 
 
Orientador: Júlio César Pereira 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MACAÉ 
2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FICHA CATALOGRÁFICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PHILIPPE PENHA CUPERTINO 
RUAN DE AZEVEDO RODRIGUES 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DO POTENCIAL USO DE BIOSSURFACTANTES EM 
PROCESSOS MICROBIOLÓGICOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE 
PETRÓLEO 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao 
curso de Engenharia de Petróleo da universidade 
Estácio de Sá como parte dos requisitos para 
obtenção de bacharel de Engenheiro de Petróleo. 
 
 
 
 
APROVADO EM: _________/______/_______ 
 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
____________________________________________ 
M.Sc. Júlio Pereira - Orientador 
Universidade Estácio de Sá 
 
____________________________________________ 
D.Sc. Alena Torres Netto 
Universidade Estácio de Sá 
 
___________________________________________ 
M.Sc. Luiz Maurício Silva Lima 
Universidade Estácio de Sá 
 
 
 
 
MACAÉ/RJ 
2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Dedicamos este trabalho primeiramente а Deus, 
por ser essencial em nossas vidas е a todas nossas 
famílias que com muito carinho е apoio, não 
mediram esforços para chegássemos até esta etapa 
das nossas vidas.” 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Primeiramente a Deus, por ter nos dado saúde e força para superar as dificuldades. A 
esta instituição, seu corpo docente, direção e administração que sempre nos incentivaram e 
confiaram em nosso potencial. 
Ao Professor e orientador Júlio César Pereira, pelo suporte no pouco tempo que lhe 
coube, pelas suas correções, além dos incentivos e aos professores que aceitaram o convite para 
participarem da nossa apresentação, Alena Torres Netto e Luiz Maurício Silva Lima. 
Aos nossos pais, filhos e esposas pelo amor, toda motivação e apoio incondicional. E a 
todos que direta ou indiretamente fizeram parte de nossa formação, o nosso muito obrigado. 
Algumas pessoas marcam a nossa vida para sempre, umas porque nos vão ajudando na 
construção, outras porque nos apresentam projetos de sonho e outras ainda porque nos desafiam 
a construí-los. 
Muito obrigado por tudo, pela paciência, pela amizade e pelos ensinamentos que levarei 
para sempre. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Aqueles que se sentem satisfeitos sentam-se e 
nada fazem. Os insatisfeitos são os únicos 
benfeitores do mundo.” 
Walter S. Landor 
 
 
 
 
RESUMO 
 
 
Cerca de 70% do volume original de óleo presente em reservas petrolíferas permanece 
residualmente no reservatório após as recuperações primária e secundária, devido a limitações 
físicas e geológicas, como por exemplo pressões capilares e permeabilidade da rocha. Dessa 
forma, utilizam-se técnicas de recuperação avançada (Enhanced Oil Recovery, EOR) para que 
se possa produzir uma fração adicional de óleo, estendendo a vida útil do poço. Porém, nem 
sempre a aplicação de técnicas de EOR são economicamente viáveis, limitando sua utilização. 
 Por essa razão cada vez mais esforços vêm sendo realizados para desenvolver métodos 
alternativos de recuperação avançada que sejam capazes de estender a vida útil do poço, com 
menores riscos econômicos. Uma dessas alternativas é a aplicação do método de recuperação 
microbial ou MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery), o qual utiliza metabólitos produzidos 
por microrganismos, entre eles os biossurfactantes, para mobilizar o óleo trapeado em 
reservatórios e aumentar a eficiência de varrido por meio da redução na viscosidade e na tensão 
superficial óleo-rocha, reduzindo as forças capilares que impedem a movimentação do óleo 
através dos poros da rocha. O uso desses biopolímeros (biossurfactantes) na recuperação de 
petróleo pode ser efetuado através da introdução dos microrganismos produtores dentro do 
reservatório com a adição de nutrientes adequados ao seu crescimento (in situ), uma vez as 
reservas de petróleo contêm naturalmente condições e substâncias que podem ser utilizadas, 
através de suplementação simples, como meio para suportar o crescimento destes 
microrganismos, ou, ainda, pela adição direta do biossurfactante produzido, isolado e 
purificado em laboratório. 
 
 
Palavras-chave: Petróleo; Recuperação; Microorganismos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
About 70% of the original volume of reserves in industrial reserves persist after the recovery 
of primary and secondary forests, due to a physical and geological rate, such as capillary 
pressures and rock permeability. Therefore, use advanced recovery techniques to improve the 
life of the well. However, an application of EOR techniques is not always economically 
feasible, limiting its use. For now, increased capacity to extend the life of the well, with lower 
economic risks. An advantage is a microbial recovery application (MEOR), the use of 
metabolites produced by microorganisms, among them biosurfactants, to mobilize the drag of 
fish and increase the efficiency of the sweep through the reduction in superficiality and tension 
surface of the rock oil, after the capillaries that prevent the movement of the oil through the 
pores of the rock. The use of these biopolymers (biosurfactants) in the recovery of a culture can 
be accomplished through the administration of microorganisms, with the addition of nutrient 
reserves suitable for their growth (in situ), once as reserves of natural extracts and chemicals 
that can be used, through supplementation, as a means of achieving the growth of the 
microorganism, or by direct addition to the biosurfactant produced, and purified in the 
laboratory. 
 
 
Keywords: Oil; Recovery; Microorganisms. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕESFigura 1: Matriz rochosa e espaço poroso de um corpo rochoso................................................20 
Figura 2: Ascensão capilar em um capilar molhável à água ....................................................22 
Figura 3: Ranges de molhabilidade...........................................................................................24 
Figura 4: Frente de avanço da água em reservatórios com alta e baixa razão de molhabilidade.27 
Figura 5: Fluxo linear em meio poroso com parâmetros para o cálculo da permeabilidade....28 
Figura 6: Curva de permeabilidade relativa ............................................... .............................29 
Figura 7: Forças intermoleculares em um líquido ................................................................... 31 
Figura 8: Formação do agregado micelar................................................................................. 36 
Figura 9: Esquema do comportamento do tensoativo entre as fases fluida e superficial em 
função da tensão superficial, indicando o CMC ..................................................... 37 
Figura 10: Triângulo da atividade microbiana.................................................................... 45 
Figura 11: Alteração da população microbiana como resultado da alimentação de 
nutrientes..........................................................................................................46 
Figura 12: Mudança da população de micróbios após inoculação e alimentação de 
nutrientes..........................................................................................................47 
Figura 13: Configuração do tubo fino simples...................................................................49 
Figura 14: Distribuições de tamanho de partículas de areia...............................................51 
Figura 15: Queda de pressão e fluxo de salmoura através de um único tubo fino............52 
Figura 16: Gráfico cruzado de queda de pressão e fluxo de salmoura.................................52 
Figura 17: Difração de raios X da areia produzida..............................................................53 
Figura 18: Reprodutibilidade de diferentes trechos de tubo estreito de modificação de 
permeabilidade................................................................................................ 54 
Figura 19: Configuração para tubos finos segmentados.....................................................55 
Figura 20: A queda de pressão para cada um dos três tubos finos.....................................57 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1: Principais produtos utilizados na MEOR e suas funções......................................... 34 
Tabela 2: Critérios para aplicações Meor.......................................................................... 43 
Tabela 3: Propriedades dos três tubos finos utilizados......................................................56 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
API American Petroleum Institute - Instituto Americano de Petróleo 
CMC Concentração Micelar Crítica 
CPQBA Centro Pluridisciplinar de Pesquisas Químicas, Biológicas e Agrícolas 
DCCR Composto Central Rotacional 
EB Extratos de Biossurfactantes 
EOR Enhance oil Recovery – Método de Recuperação 
EPS Extracellular Polymeric Substance – Substancia Polimérica Extracelular 
IFT Interface Tension – Redução da Tensão Interfacial 
MEOR Microbial Enhance oil Recovery – Método de Recuperação Microbial 
MM Meio Mineral 
MSR Metodologia de Superfície de Resposta 
OOIP Original oil in place – Estimativa de óleo no local original 
QS Quorum Sensing – Comunicação Célula - Célula 
REDUC Refinaria Duque de Caxias, Duque de Caxias, RJ 
UNICAMP Universidade Estadual de Campinas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE SÍMBOLOS 
 
Vp Volume poroso 
µm Micrometro – Milésima parte do metro 
m2 Área – Metro ao quadrado 
D Darcy – Unidade de permeabilidade 
mol/L Concentração em mols por litro – Molaridade por litro 
g /L Concentração em gramas por litro – Massa por litro 
mg/L Concentração em miligramas por litro – Massa por litro 
ºC Grau Celsius – Temperatura 
rpm Rotações por minuto – Unidade de velocidade angular 
h Horas – Unidade de tempo 
min Minutos – Unidade de tempo 
mL Mililitros – Unidade de Volume 
% Por cento – Porcentagem 
g/cm3 Grama por centímetro cúbico – Unidade de massa específica 
° API Grau API – Densidade de líquidos derivados do petróleo 
mN/m Mílinewton por metro - Tensão superficial 
dyne/cm Tensão superficial 
Psi Unidade de Pressão 
Micro Sistema Internacional de Unidades denotando um fator de 10-6 (um 
milionésimo) 
pés/ dia Unidade de vazão volumétrica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 16 
1.1 OBJETIVOS ....................................................................................................................... 17 
1.1.1 Objetivo Geral ............................................................................................................... 17 
1.1.2 Objetivos Específicos.......................................................................................................18 
1.2 PROBLEMA.......................................................................................................................18 
1.3 JUSTIFICATIVA................................................................................................................18 
2 CONCEITOS FUNDAMENTAIS E PROPRIEDADES PETROFÍSICAS ................... 20 
2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS E PROPRIEDADES PETROFÍSICAS........................20 
2.1.1 Porosidade .......................................................................................................................20 
2.1.1.2 Porosidades Absoluta e Porosidade Efetiva..............................................................21 
2.1.2 Capilaridade e Pressão Capilar.........................................................................................21 
2.1.2.1 Molhabilidade..............................................................................................................23 
2.1.2.2 Número de capilaridade..............................................................................................24 
2.1.3 Eficiência de varrido e Razão de Mobilidade....................................................................25 
2.1.4 Permeabilidade.................................................................................................................27 
2.1.4.1 Permeabilidade absoluta e efetiva..............................................................................27 
2.1.4.2 Curva de Permeabilidade Relativa............................................................................29 
2.1.4.3 Tensão superficial e interfacial...................................................................................30 
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA (EOR)..................................................31 
2.3 MEOR……………………………………………………………………………………. 32 
2.4 BIOSSURFACTANTES.....................................................................................................342.4.1 Principais propriedades dos biossurfactantes................................................................... 35 
2.4.2. Tensão micelar crítica......................................................................................................36 
2.5 BIOFILMES........................................................................................................................37 
2.6 LOCAIS MAIS SUSCETÍVEIS A BACTÉRIAS NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO......38 
3 REVISÃO DE LITERATURA ...........................................................................................40 
3.1 ESTUDOS LABORATORIAIS .........................................................................................40 
3.2 EFICIENCIA EXPERIMENTAL DA MODIFICAÇÃO DA PERMEABILIDADE 
ATRAVÉS DO MEOR .....................................................................................................43 
3.2.1 Configuração de tubos capilares usados no experimento..........................................47 
3.2.2 Qualidade Reprodutitiva................................................................................................53 
3.2.3 Alimentação da zona de crescimento usando uma série de tubos finos.................. 54 
 
 
 
 
4 CONCLUSÕES…………………………………………………………………………… 58 
REFERENCIAS …………………………………………………………………………….60 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
 
Um dos grandes desafios da indústria de petróleo é extrair a maior fração possível de 
hidrocarbonetos dos reservatórios. Com a crescente importância das reservas de 
hidrocarbonetos em campos maduros, aumentam os desafios tecnológicos, e consequentemente 
aumenta a demanda por desenvolvimento de técnicas e métodos de recuperação mais eficientes. 
Dessa forma, busca-se a cada dia desenvolver e aprimorar técnicas que permitem 
economicamente a recuperação adicional de óleo em sua capacidade máxima (ROSA, 2006). 
Pode-se definir como campo maduro todo campo que se encontra em avançado estágio 
de explotação, com índices de produção declinante que já ultrapassaram seu pico de produção, 
necessitando da aplicação de diversas técnicas de recuperação avançada de petróleo. Esse é um 
conceito técnico operacional, associado apenas ao declínio do perfil de produção pela idade 
(tempo de explotação) (SOUZA, 2002). 
A fase inicial de recuperação do óleo usa a energia natural armazenada no reservatório 
para produzir hidrocarbonetos. Com a queda da pressão do reservatório, o fluxo do petróleo 
para o poço pode ser aumentado pela injeção de água. Quando a razão de água para óleo 
produzido no poço se torna muito alta, o processo de injeção de água é descontinuado. Porém, 
após as operações de recuperação primária e secundária, cerca de dois-terços do óleo original 
continuam no reservatório (GUDINA; RODRIGUES; TEIXEIRA, 2012). Isso é devido 
principalmente à alta viscosidade do óleo residual, que é limitado pela molhabilidade, e a alta 
tensão interfacial entre o hidrocarboneto e a fase aquosa, que resultam em altas forças capilares 
que retém o óleo em pequenos poros na rocha. (LAZAR; PETRISOR; YEN, 2007) 
 Para recuperar o óleo trapeado, métodos de recuperação melhorada podem ser 
aplicados. O método de recuperação microbial ou MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) 
é um método alternativo de recuperação avançada em que metabólitos microbiais são usados 
para aumentar a recuperação de óleo residual de reservatórios depletados, permitindo estender 
sua vida produtiva. Essa tecnologia tira proveito da habilidade de microrganismos sintetizarem 
produtos úteis na recuperação avançada, como produção de dióxido de carbono e outros gases, 
solventes orgânicos e biossurfactantes. (GOLABI et al, 2012). 
 A tecnologia MEOR tem despertado crescente interesse nos últimos anos e tem sido 
tema de inúmeros trabalhos (BRYANT e BURCHFIELD, 1989), (GRAY et al., 2008) e 
(LAZAR; PETRISOR; YEN, 2007). A produção de biossurfactantes por organismos in situ tem 
se apresentado como um mecanismo efetivo para recuperar frações de óleo residual de campos 
maduros (AL-SULAIMANI et al, 2010 e DIETRICH et al, 2010). 
 
 
17 
 
Processos de recuperação por MEOR tem apresentado grandes vantagens em 
comparação a outros processos de EOR, pois não consomem tanta energia quanto processos 
térmicos, além de não depender tanto do preço do óleo quanto processos químicos (YOUSSELF 
et al, 2007). Microrganismos usados no MEOR podem ser capazes de selar áreas de alta 
permeabilidade, reduzir a tensão interfacial de óleo-água e viscosificar à água, contribuindo 
para o deslocamento de óleo residual, aumentando as eficiências de varrido volumétrica e/ou 
de deslocamento (KHOSRAVI, 2010). 
 
1.1. OBJETIVOS 
 
1.1.1 Objetivo geral 
 
Este trabalho tem como objetivo demonstrar a importância de entender como pode 
ocorrer o incremento da produção de petróleo utilizando o método de recuperação 
microbiológica. Através da injeção de biossurfactantes e formação de biofilmes produzidos por 
microrganismos selecionados, pode-se alterar parâmetros no reservatório como a viscosidade 
da água e molhabilidade, permitindo extrair uma fração adicional de hidrocarbonetos das rochas 
reservatórios. 
 
1.1.2 Objetivos Específicos 
 
• Descrever os conceitos fundamentais e propriedades petrofísicas que ajudam a 
compreender a migração dos fluidos do reservatório. 
• Apresentar conceitos como surfactante sintético e microbial para caracterização de suas 
propriedades (viscosidade, tensão interfacial, concentração micelar crítica, 
emulsificação, etc), para fins de comparações futuras do desempenho obtido na 
recuperação adicional de óleo pelos métodos de injeção para recuperação avançada. 
• Descrever sucintamente estudos laboratoriais de alguns trabalhos sobre o uso do MEOR, 
visando entender o propósito, além dos principais aspectos envolvidos que foram usados 
para cada experimento. 
• Apresentar como o biofilme de tubos capilares produzidos pelos microrganismos podem 
contribuir para a alteração da permeabilidade, tendo como consequência incremento de 
produção de óleo. 
 
 
 
18 
 
1.2 PROBLEMA 
 
A grande diferença entre os produtos químicos convencionais e os microrganismos, é 
que os primeiros dependem totalmente do movimento dos fluidos através da jazida como o 
único meio de transporte, enquanto que os microrganismos podem se transportar para as zonas 
de maior saturação do bruto residual e mobilizar o petróleo previamente considerado 
irrecuperável. 
Os microrganismos são capazes de se transportarem por si mesmos, contatando as zonas 
de maior volume do bruto residual e produzindo continuamente os bioprodutos desejados, 
sendo que o efeito produzido na jazida trará uma duração maior que com os produtos químicos 
convencionais. 
 
 1.3 JUSTIFICATIVA 
 
A meta de aumentar a produção de petróleo através de um maior fator de recuperação e 
reduzir os custos operacionais com processos de recuperação avançada está sempre presente, o 
que justifica a necessidade de se desenvolver novas técnicas e estudos que permitam elevar a 
produção de forma econômica. 
Para reduzir os custos operacionais, aumentar a produção de petróleo e aumentar o lucro 
líquido é necessária uma análise integrada do campo em questão, para que possa ser escolhido 
o método de recuperação melhorada que se adequa melhor às condições de reservatório. 
A Recuperação avançada microbial (MEOR) é uma tecnologia que pode ser 
implementada com grande potencial de sucesso, sem demandar um grande investimento 
financeiro, se comparado com outras técnicas convencionais de EOR. O método de MEORtem 
se mostrado vantajoso em comparação aos demais, como por exemplo, por não consumir tanta 
energia quanto processos termais e nem estar em função do preço do barril de óleo como alguns 
processos químicos. 
A implementação desse método de recuperação avançada pode resultar em reduções 
significativas de custos operacionais e resultar em um aumento da recuperação de óleo residual 
(OOIP). Para isso devem ser realizados estudos integrando experimentos laboratoriais e de 
simulação que resultem na formulação de uma mistura especifica de nutrientes e metabólitos 
(não tóxicos ao ambiente) para as condições especificas de reservatório. 
Nesse processo, o sistema de injeção de água torna-se o meio de transporte para a os 
nutrientes selecionados, que causarão mudanças no caráter do óleo, induzindo o sistema fluido- 
 
 
19 
 
reservatório a liberar óleo adicional através dos canais de fluxo de ativos. Dentre as principais 
vantagens da implementação do processo de MEOR, pode-se citar: 
• Aumento da produção e da recuperação de óleo, e consequentemente do fluxo 
de caixa; 
• Baixo custo; 
• Extensão da vida do campo; 
• Não agressivo ao meio ambiente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
20 
 
2 CONCEITOS FUNDAMENTAIS E PROPRIEDADES PETROFÍSICAS 
 
2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS E PROPRIEDADES PETROFÍSICAS 
 
Neste tópico alguns conceitos básicos serão estabelecidos para um melhor entendimento do 
trabalho. O conhecimento das propriedades petrofísicas das rochas é essencial para o 
desenvolvimento de qualquer tecnologia para aumentar o fator de recuperação do petróleo. 
Nessa seção serão definidos: porosidade absoluta e relativa, capilaridade e pressão capilar, 
mobilidade e razão de mobilidade, permeabilidade absoluta, efetiva e relativa. 
 
2.1.1 Porosidade 
 
Segundo Núñez (2011), a porosidade mede o volume dos espaços vazios em um meio 
poroso (Figura 1), independentemente de estarem ou não interligados. É um parâmetro de 
grande importância por medir a capacidade de armazenagem de fluidos em um corpo poroso. 
A porosidade é definida como a razão entre o volume poroso Vp e o volume total do corpo, 
onde é dado pela soma do espaço poroso e da fase sólida, conforme equação 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 (1) 
 
Figura 1- Matriz rochosa e espaço poroso de um corpo rochoso. 
 
Fonte: Núñez, 2011 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: NÚÑEZ, 2011 
 
 
 
 
 
 
21 
 
2.1.1.2 Porosidades Absoluta e Porosidade Efetiva 
 
A porosidade absoluta pode ser definida como a relação entre o volume total de vazios 
de uma rocha e o volume total da mesma, não discriminando poros interconectados ou não. Já 
a porosidade efetiva é definida como a relação entre os espaços vazios interconectados de uma 
rocha e o volume total do meio. A porosidade efetiva é o parâmetro de maior interesse na 
engenharia de reservatórios, pois representa o espaço ocupado por fluidos que podem ser 
deslocados através do meio poroso, ou seja, representa o volume máximo de fluidos que pode 
ser extraído de um meio poroso (ROSA, 2006). 
 
2. 1.2 Capilaridade e Pressão Capilar 
 
 
O fenômeno de capilaridade em reservatórios de petróleo ocorre devido ao fato destes 
conterem, em geral, dois ou mais fluidos imiscíveis. A capilaridade está relacionada ao fato de 
formarem-se tensões interfaciais entre as fases e a rocha que constitui o meio poroso 
(FERNÁNDEZ, 2009). 
A pressão capilar é um parâmetro importante no estudo de meios porosos que contêm 
dois ou mais líquidos imiscíveis. Juntamente com as forças gravitacionais e viscosas, a força 
de capilaridade do meio poroso controla a distribuição das fases, assim como o fluxo das fases 
imiscíveis, o que justifica sua importância em processos de recuperação de petróleo. A 
existência de pressão capilar deve-se a tensão interfacial ou energia livre interfacial que existe 
entre dois fluidos imiscíveis. A pressão capilar é mais intensa quanto menor forem os poros da 
rocha reservatório (BOGNO, 2008). 
Na Engenharia de Reservatórios, convencionou-se que a pressão capilar num sistema 
óleo-água é definida pela equação 2: 
 
 
 (2) 
 
Assim temos, para um sistema óleo água: 
Pc – Pressão capilar 
Po – Pressão do óleo 
Pa – Pressão da água 
Pc > 0, superfície rochosa molhada pela água. 
Pc < 0, superfície rochosa molhada pelo óleo 
Pc = Po - Pa 
 
 
 
22 
 
A pressão capilar pode ser expressa pela Equação 3 de Plateau: 
 
 
 
 
 
 (3) 
 
Onde: 
 σ = Tensão interfacial entre os dois fluídos 
 R1 e R2 = Raios principais de curvatura na interface 
 
Segundo Tiab, D. et all., (2004), se os raios de curvatura são iguais (em um tubo capilar, 
por exemplo), a equação 4 reduz-se para: 
 
 
 
 
 
 
 (4) 
 
Para este caso especial da equação de Plateau, pode-se relacionar com a geometria 
interfacial de um fluido molhante em um capilar. A Figura 2 é uma visão exagerada de um tubo 
capilar contendo água como a fase molhante em contato com um fluido não molhante. 
 
Figura 2 - Ascenção capilar em um capilar molhável à água. 
 
 
Fonte: TIAB, D. et al., 2004 
 
 
 
 
 
 
 
23 
 
2.1.2.1 Molhabilidade 
 
 
De acordo com Buckley (1997), as heterogeneidades capilares têm um enorme impacto 
nas características da evolução da produção de um campo. Molhabilidade e fraturas são os dois 
tipos principais de heterogeneidades capilares. A molhabilidade pode variar a partir do contato 
óleo-água para reservatório dependendo da saturação de água, ou devido às diferenças na 
composição da rocha ou mineralogia. Estas variações de molhabilidade em todo um 
reservatório induzem variações nas forças de capilaridade, e pode ser percebida como uma 
heterogeneidade capilar 
A molhabilidade é amplamente reconhecida como uma importante parte da descrição 
do reservatório. A distribuição dos fluidos e o curso dos deslocamentos imiscíveis são 
controlados pelas propriedades de molhabilidade da superfície dos poros em rochas reservatório 
A molhabilidade quantifica a afinidade que a superfície da rocha apresenta para cada fluido na 
presença de outros, estando relacionada com as forças intermoleculares que atuam entre a 
superfície e as moléculas dos líquidos presentes (BUCKLEY, 1997). 
Segundo Faerstein (2010), em reservatórios de petróleo, encontram-se basicamente duas 
fases líquidas, formadas pelo óleo e a água. A molhabilidade de uma rocha reservatório varia 
de acordo com a interação dos fluidos com a superfície da rocha reservatório, podendo ser mais 
fortemente molhável ao óleo ou à água. De uma forma geral, quanto mais molhável ao óleo pior 
a eficiência da injeção de água por conta de menores eficiências de varrido e deslocamento. Os 
reservatórios, molháveis à óleo, geralmente resultam em menores fatores de recuperação, já que 
nesse caso, o óleo apresenta maior aderência às paredes da rocha. 
A molhabilidade em um sistema de multifásico é geralmente avaliada através da medida 
do ângulo de contato O ângulo de contato é o ângulo medido no lìquido mais denso (Figura 3). 
A Figura 3 ilustra a variação da molhabilidadede fortemente molhável à água, situação 
intermediária e fortemente molhável ao óleo. Quando a rocha é fortemente molhável à água 
(situação 1), a gota de óleo não adere ao sólido, resultando em um ângulo de contato tendendo 
a 0º. No caso fortemente molhável ao óleo (situação 3), a gota de óleo adere ao sólido, formando 
um ângulo de contato de aproximadamente 180º (VOLTATONI, 2012). 
 
 
. 
 
 
 
 
24 
 
Figura 3: Ranges de molhabilidade. Situação 1: fortemente molhável à água. Situação 2: 
molhabilidade intermediária. Situação 3: Fortemente molhável à óleo. 
 
 
 
Fonte: ABDALLAH, W. et al, 2007 
 
 
2.1.2.2 Número de capilaridade 
 
O número capilar pode ser conceituado como um grupo adimensional que representa a 
razão entre as forças viscosas e as forças interfaciais que afetam o fluxo de fluidos em meios 
porosos (TIAB, D. et al., 2004). 
Um processo químico fundamental no sucesso do mecanismo de injeção de surfactantes 
é a redução da tensão interfacial (IFT) entre o óleo e o fluido deslocante (SHENG, 2010). O 
mecanismo, causador da redução da IFT, está associado com o aumento do número de 
capilaridade. Segundo Lake (1989), dados experimentais mostram que a medida que o número 
capilar aumenta, a saturação do óleo residual diminui, logo, maior será a recuperação de óleo 
obtida. 
Sendo o principal objetivo da injeção de surfactante o de reduzir a saturação de óleo 
residual, e sabendo-se que esse processo está intimamente relacionado com o número capilar, 
é importante quantificar e conceituar esse parâmetro. O número de capilaridade ( N c ) pode 
então ser expresso através do seguinte grupo adimensional de parâmetros (MOORE; 
SLOBOD, 1955), que é a razão entre a força viscosa para capilar, conforme equação 5. 
 
 
 
 
 
 
 (5) 
Sendo: 
 
Fν = forças viscosas 
Fc = forças capilares 
 
 
 
25 
 
 
µ = viscosidade do fluido deslocante 
V = velocidade de fluxo no meio poroso 
σ = tensão interfacial entre as fases deslocante e deslocada 
 
Para o aumento da recuperação de óleo, deve-se obter o maior valor de número de 
capilaridade possível, que pode ser alcançado aumentando as forças viscosas ou diminuindo as 
forças capilares. Pela análise da equação para N c conclui-se que para aumentar as forças 
viscosas, deve-se aumentar a velocidade de fluxo no meio poroso e a viscosidade do fluido 
deslocante. Para que as forças capilares diminuam, deve-se reduzir a tensão interfacial entre as 
fases. O controle destas variáveis é a base para diferentes métodos de recuperação de óleo. Esse 
aumento no valor de Nc pode ser alcançado pela injeção de biossurfactantes, pois possuem a 
propriedade de viscosificar a água deslocante e reduzir as tensões interfaciais entre as fases 
(MOORE, 1955). 
 
2.1.3 Eficiência de varrido e Razão de Mobilidade 
 
A produção de hidrocarbonetos obtida de um projeto de injeção de fluidos pode ser 
avaliada numericamente através de dois parâmetros principais: a eficiência de varrido 
(horizontal e vertical) e a eficiência de deslocamento. O produto desses dois parâmetros define 
a chamada eficiência de varrido volumétrica, que define a relação entre o volume do 
reservatório invadido pelo fluido dividido pelo volume total do fluido injetado (CURBELO, 
2006). 
Quando as eficiências de varrido são baixas, o fluido injetado escoa através de caminhos 
preferenciais e se dirige rapidamente para os poços de produção, deixando grandes porções do 
reservatório intactas. Logo, é desejável valores mais altos de eficiência de varrido e uma taxa 
favorável de deslocamento de óleo, que está relacionada com as tensões interfaciais entre o 
fluido injetado, a rocha e os fluidos do reservatório. A eficiência de varrido volumétrica é 
função das heterogeneidades do reservatório e da razão de mobilidades A mobilidade de um 
fluido (λf) é definida pela equação 6 como a permeabilidade efetiva (kf) a esse fluido sob a 
viscosidade do mesmo em condições de reservatório (LACERDA, 2010). 
 
 
 
 
26 
 
 
 
 (6) 
 
 
 
Dessa forma, a razão de mobilidades (M) é expressa na equação 7 como a mobilidade 
do fluido deslocante (neste caso, água) sobre a mobilidade do fluido deslocado (óleo): 
 
 
 (7) 
 
 
Sendo: 
Kw = permeabilidade efetiva à água 
Ko = permeabilidade efetiva ao óleo 
µo = viscosidade do óleo 
µw = viscosidade da água 
 
A eficiência de varrido volumétrica está relacionada com a razão de mobilidade de tal 
forma que quanto menor a razão de mobilidades, maior a eficiência de varrido volumétrica 
(LAKE, 1989). 
Foi convencionado que uma razão de mobilidade igual ou inferior a um (M ≤ 1) é 
favorável, e mobilidade maior que um (M> 1) é desfavorável ao deslocamento. Quando a razão 
de mobilidades é elevada, o fluido injetado passa através do óleo diretamente para os poços 
produtores, deixando algumas áreas do reservatório sem serem varridas (CRAIG, 1971). 
Muitos tipos de microorganismos produtores de biossurfactantes, têm sido utilizados 
para pluguear as zonas de alta permeabilidade em arenitos saturados de petróleo para melhorar 
a eficiência de varrido e deslocar óleo que não estava sendo varrido (SAYYOUH, 1992). 
Trabalhos na Holanda (HITZMAN, 1983) envolvendo experimentos de tamponamentos 
seletivos com Betacoccus dextranicus relataram um aumento significativo na produção de 
petróleo através desse método. 
 
 
 
 
 
 
27 
 
Figura 4: Frente de avanço da água em reservatórios com alta e baixa razão de mobilidades. 
 
 
 
Fonte: LACERDA, 2010 
 
 
2.1.4 Permeabilidade 
 
A permeabilidade, uma das características petrofísicas mais importantes de um 
reservatório, é a medida de condutividade de fluidos em um material, em outras palavras, a 
capacidade da rocha de permitir o escoamento de fluidos através do meio poroso. Uma rocha 
pode ter alta porosidade e apresentar baixa permeabilidade, caso os poros não sejam bem 
conectados, ou seja, para que o reservatório seja produtivo não basta um alto valor de 
porosidade, a rocha deve possuir a capacidade de permitir o deslocamento de fluidos através 
dela. A permeabilidade está relacionada a fatores como o grau de cimentação e compactação e 
a forma e o tamanho dos grãos (ROSA, 2006). 
O conceito de permeabilidade aparece na lei que governa o deslocamento dos fluidos 
através de meios porosos, conhecida como a lei de Darcy. A permeabilidade é medida em 
milidarcys (mD), de grande uso na indústria do petróleo. 
 
2.1.4.1 Permeabilidade absoluta e efetiva 
 
A permeabilidade absoluta ou permeabilidade do meio é definida como a capacidade de 
transmissão quando apenas um fluido satura 100% o meio poroso (ALBURQUEQUE, 2008). 
A permeabilidade absoluta pode ser calculada (Figura 5) isolando K na equação 8 de Darcy: 
 
 
 
 
28 
 
 
 
 (8) 
 
 
Sendo: 
K= permeabilidade Absoluta (mD) 
L= comprimento da amostra 
A = área da seção da amostra 
Q = vazão de fluidos no meio poroso 
ΔP = diferença de pressão entre as extremidades do meio 
 
 
Figura 5: Fluxo linear em meio poroso, com parâmetros para o cálculo da permeabilidade. 
 
 
Fonte: ROSA, 2006 
 
Já a permeabilidade efetiva é a capacidade de transmissão quando dois ou mais fluidos 
saturam o meio poroso A permeabilidade efetiva sempre apresentará valores menores do que o 
valor da permeabilidadeabsoluta da rocha. O cálculo das permeabilidades efetivas ao óleo e à 
água (Kw e Ko) pode ser realizado novamente através da equação 9 da lei de Darcy (ROSA, 
2006). 
 
 
 
 
 
 
 (9) 
 
 
 
 
29 
 
2.1.4.2 Curva de Permeabilidade Relativa 
 
 
De acordo com Rosa (2006), a permeabilidade relativa (Figura 6) é a razão entre a 
permeabilidade efetiva à uma saturação qualquer de um fluido pela permeabilidade absoluta do 
meio. A permeabilidade relativa Kr para um sistema bifásico de óleo e água pode ser 
representada pela equação 10. 
 
Kro = Ko/k 
 
Krw = kw/k 
 
 (10) 
 
Sendo Ko e Kw as permeabilidades efetivas das fases óleo e água, respectivamente. 
 
Figura 6: Curva de permeabilidade relativa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: Rosa, 2006 
 
 
 Kro = Ko/k 
 
 Krw = kw/k 
 
 
 
 
30 
 
Pode-se concluir das curvas de permeabilidade relativa: 
• Em um processo de drenagem, a saturação da fase não molhante aumenta e a fase 
molhante diminui. Já em um processo de embebição, a saturação da fase molhante 
aumenta e a fase não molhante diminui (NÚÑEZ, 2011). 
 No processo de embebição, é necessário que haja uma determinada saturação da fase 
molhante para as curvas começarem a fluir, chamada saturação de água conata ou 
saturação irredutível (Swi). Da mesma forma ocorre no processo de drenagem, e essa 
saturação é denominada saturação de óleo residual (Sor) (NÚÑEZ, 2011). 
• A saturação relativa da fase não molhante atinge seu valor máximo à saturações menores 
que 100%, o que indica que nem todo o meio poroso interligado irá contribuir ao fluxo 
desta fase (NÚÑEZ, 2011). 
 
2.1.4.3 Tensão superficial e interfacial 
 
Os líquidos possuem a tendência de adotar formas que minimizem sua área de 
superfície, para manter as moléculas com maior número possível de semelhantes ao redor 
(Figura 7). Dessa forma, as gotas de líquidos tendem a assumir formatos esféricos, pois a esfera 
possui menor razão superfície/volume. As forças coesivas entre as moléculas de um líquido são 
compartilhadas com os átomos vizinhos, e apresentam uma força atrativa mais forte sob as mais 
próximas à superfície (PIRÔLLO, 2006). 
A tensão superficial pode ser definida como a tensão entre uma superfície ar- líquido, 
já a tensão interfacial (IFT) é a tensão entre uma superfície líquido-líquido. Essas propriedades 
são de grande importância no estudo dos surfactantes pois estes são moléculas anfipáticas, ou 
seja, com porções hidrofílicas e hidrofóbicas, que reduzem a tensão superficial e interfacial 
(BUGAY, 2009). 
A tensão interfacial resulta de propriedades moleculares que ocorrem na superfície de 
interface da gota. A barreira produzida pela tensão interfacial previne que um líquido seja 
emulsificado pelo outro (SELLE, 2005). 
 
 
 
 
 
 
 
31 
 
Figura 7: Forças intermoleculares em um líquido. 
 
Fonte: PIRÔLLO, 2006 
 
 
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA (EOR) 
 
Existem três estágios de processos de recuperação de petróleo, aplicando métodos 
mecânicos, físicos e químicos. O primeiro estágio é a recuperação primária, em que a energia 
natural do reservatório, formada principalmente pela pressão do reservatório, é utilizada. Essas 
forças propulsoras naturais incluem: fluxo de água de aquíferos, expansão de gás em solução, 
resultante do decréscimo de pressão no reservatório, mecanismo de capa de gás, expansão de 
rochas e fluidos, entre outros (FOX et al, 1992). 
O estágio seguinte de recuperação é a recuperação secundária que ocorre quando a 
pressão do reservatório decresce e se torna insuficiente para fluir o óleo para a superfície. Nessa 
etapa, fluidos externos ao reservatório são injetados para manter a pressão do reservatório e 
deslocar o óleo. O fluido usualmente injetado é a água, porém gases imiscíveis também podem 
ser injetados nessa fase. Enquanto a recuperação primária recupera entre 5-10% da reserva total, 
a eficiência de recuperação na segunda fase varia entre 30-40% (FOX et al, 1992). 
Segundo Fox et al (1992) aproximadamente 33% do óleo nos USA pode ser produzido 
por recuperação primária e secundária, deixando os demais 67% para a extração através de 
tecnologias de EOR. As técnicas de recuperação avançada ou EOR são utilizadas para retirada 
de um maior percentual de óleo de campos maduros ou já abandonados. Os métodos EOR 
podem ser divididos em térmicos, químicos e de injeção de gás (miscíveis ).
 
 
32 
 
Os métodos térmicos são principalmente utilizados em campos de óleo pesado e areias 
betuminosas principalmente para fornecer calor ao reservatório. Essa técnica inclui injeção de 
vapor ou água quente no reservatório. Métodos químicos envolvem a injeção de químicos que 
podem alterar características dos fluidos dos reservatórios e aprimorar mecanismos de 
recuperação. Os químicos incluem polímeros, surfactantes e injeção de alcalinos (THOMAS et 
al, 1993). 
Ainda, de acordo com Thomas et al (1993) a técnica de injeção de gases miscíveis inclui 
injeção de CO2, N2, entre outros. Outras tecnologias de recuperação avançada vêm sendo 
testadas, como métodos eletromagnéticos e estimulação sônica, porém o fator mandatório na 
decisão da técnica de EOR a ser utilizada em um determinado campo é o fator econômico. Uma 
das técnicas de EOR com maior potencial de aplicação é a microbiológica (MEOR), onde se 
utilizam microrganismos e seus bio-produtos para a recuperação avançada. Com baixo custo 
operacional, esta técnica apresenta inúmeras vantagens quando comparada aos processos de 
recuperação avançada convencionais. 
 
2.3 MEOR 
 
Segundo Bryant e Burchfield (1989), o método microbiológico de recuperação 
melhorada ou MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) é um processo de recuperação 
melhorada em que microrganismos e seus metabólitos (biomassa, biopolímeros, gases, ácidos, 
solventes e enzimas) são usados para produzir óleo de campos maduros, melhorando a 
recuperação de óleo residual, permitindo estender a vida útil do reservatório. Essa tecnologia 
aproveita a vantagem da habilidade dos microorganismos injetados ou seus metabólitos 
sintetizarem produtos úteis na recuperação através da fermentação de matéria-prima de baixo 
custo. 
Uma vantagem do uso de bactérias é a habilidade de tolerar ambientes extremos, 
similares aos encontrados em subsuperfície onde se encontram os reservatórios. São ambientes 
de condições especificas de pressão, temperatura, pH e salinidade. As bactérias apresentam um 
tamanho médio entre 0,5 – 5,0 µm, o que torna mais fácil a penetração através do meio poroso 
do reservatório (BRYANT e BURCHFIELD, 1989). 
A maioria dos reservatórios de petróleo são bacias sedimentares, com reservatórios 
compostos usualmente de arenitos e carbonatos, com tamanho de poros maior que 30 µm para 
reservatórios produtivos, com gargantas de poro maiores que 10 µm, segundo (LINDSAY, 
2010). Estudos realizados por (JANG; CHANG; FINDLEY, 1983) mostram que para 
 
 
33 
 
permeabilidades maiores que 0,6 Darcy (D) e área de 60000 m² são afetadas por tratamentos 
microbiais. Porém, acredita-se que arenitos com permeabilidade maior que 0,1 D são afetados 
pela MEOR apenas na região do poço. 
As técnicas de MEOR podem ser divididas em duas categorias principais (GRAY et al, 
2008). Primeiramente os mecanismos que alteram as propriedades interfaciais óleo/água/rochae posteriormente os mecanismos que modificam o comportamento do fluxo no reservatório. 
Cada um desses mecanismos biológicos modificam as condições iniciais do reservatório, 
alterando uma ou mais propriedades, seja da rocha ou do fluido. As principais alterações 
causadas por esses organismos são alterações na permeabilidade e porosidade, alteração na 
molhabilidade, solubilização e emulsificação do óleo e alterações nas forças interfaciais. 
Os microrganismos utilizados para MEOR podem ser os que já existem no reservatório, 
ou bactérias especialmente selecionadas para produzir metabólitos específicos. Os que já 
existem no reservatório possuem a vantagem de serem resistentes às condições de temperatura, 
salinidade e pressão do reservatório alvo. As condições para o metabolismo dos 
microrganismos são fornecidas via injeção de nutrientes (LAZAR; PETRISOR; YEN, 2007) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
34 
 
Tabela 1 - Principais produtos utilizados na MEOR e suas funções. 
Fonte: LAZAR; PETRISOR; YEN, 2007 
 
2.4 BIOSSURFACTANTES 
 
Alguns microorganismos, sob condições apropriadas de cultura (incluindo fontes de 
nutrientes, carbono e hidrogênio, pH e temperatura ambiente adequadas) produzem metabólitos 
de grande utilidade para MEOR, incluindo os biossurfactantes. 
Biossurfactantes microbiais são agentes de superfície ativa, sintetizados por culturas de 
microrganismos (SHU-TANG GAO; TONG-LUO QIN, 1992). Estas substâncias consistem em 
moléculas hidrofílicas e hidrofóbicas, possuindo a habilidade de reduzir a tensão interfacial 
(IFT) em sistemas líquido-líquido e líquido-sólido. 
Devido à habilidade de reduzir a tensão interfacial entre interfaces orgânicas e aquosas, 
os surfactantes são admitidos como alternativa para facilitar a recuperação de óleo (FOX et al 
e THOMAS, 1992). A redução da IFT decresce a pressão requerida para liberar o óleo trapeado 
nos poros da rocha devido a forças capilares, deslocando o óleo dos poros para a fase móvel de 
Produto Microbial Função na recuperação avançada Efeitos
Gases (H2, N2, CH4, CO2) 
Desloca o óleo trapeado Fluxo miscível de CO2 
Melhora a eficiência local de varrido 
Melhoria no fluxo de óleo 
Solventes (álcoois e cetonas) Dissolvem em óleo, reduzindo sua viscosidade 
Reduz a tensão interfacial 
Biossurfactantes 
Altera a molhabilidade 
Biopolímeros 
Controle da mobilidade da água 
Biomassa (células microbiais) 
Molhabilidade reversa por crescimento microbial 
Plugueamento de zonas de alta permeabilidade 
Degradação parcial seletiva do óleo cru 
Alteração da viscosidade do óleo, desulfuração 
Reduz a viscosidade do óleo e melhora as características 
de fluxo 
Aumento na recuperação de óleo 
pelos gases 
Ácidos (ácidos de menor peso 
molecular) 
Melhora a permeabilidade efetiva pela dissolução de 
carbonatos precipitados em meio poroso. Significante 
aumento da porosidade e permeabilidade
Produção de CO2 por reações químicas entre ácidos e 
carbonatos, reduzindo a viscosidade do óleo 
Dissolvem e removem cadeias longas e pesadas de 
hidrocarbonetos do meio poroso (aumentam a 
permeabilidade efetiva) 
Promoção da emulsificação pelo 
aumento da miscibilidade 
Envolvidos com baixa tensão interfacial, promovendo a 
emulsificação 
Reduz a tensão interfacial na interface óleo e rocha/água 
causando emulsificação. Aumenta o deslocamento em 
escala de poros 
Melhoria no fluxo de óleo pelo 
surfactante microbial 
Aumentam a viscosidade da água de injeção e 
direcionam os fluidos do reservatório para áreas não 
varridas anteriormente 
Modificação da permeabilidade 
(plugueamento seletivo) 
Aumentam a eficiência de varrido do fluxo de água, 
pelo plugueamento de zonas de alta permeabilidade ou 
zonas invadidas por água 
 
 
35 
 
fluxo. 
Os biossurfactantes são capazes de formar partículas micelares, emulsificar 
hidrocarbonetos e modificar as características hidrofóbicas das superfícies das rochas. Em 
geral, os biossurfactantes são facilmente dissolvidos em água conata ou de injeção, agindo de 
forma favorável à produção de óleo na interface entre óleo e água. Essas substâncias podem 
também molhar filmes de óleo para fora das rochas reservatório e possuem a habilidade de 
dispersar o óleo cru, diminuindo sua retenção (THOMAS, 1992.) 
Um biossurfactante microbial usualmente se comporta de forma similar à um 
biossurfactante sintético com as mesmas características e concentrações. Estatisticamente, 
biossurfactantes custam cerca de 30% menos que surfactantes sintéticos com características 
similares. Devido a esses fatores e por poderem ser produzidos por metabolismo microbial e 
fermentação, os estudos e importância do uso desse método de MEOR são crescentes (FOX et 
al, 1992). 
 
2.4.1 Principais propriedades dos biossurfactantes 
 
Os biossurfactantes são caracterizados por uma estrutura formada por uma porção 
lipofílica composta por cadeia hidrocarbônica de um ou mais ácidos graxos, ligado à uma 
porção hidrofílica, que pode ser um éster, um grupo carboxilato, carboidrato, hidroxi ou fosfato. 
A maioria dos biossurfactantes são neutros, variando desde pequenos ácidos graxos até grandes 
polímeros. Segundo NITSCHKE e PASTORE (2002), as principais características comuns à 
maioria dos biossurfactantes são: 
• Atividade superficial e interfacial: os biossurfactantes são mais eficientes e mais 
efetivos do que os surfactantes convencionais por produzirem menor tensão superficial 
em menores concentrações de biossurfactante. 
• Tolerância à temperatura, pH e força iônica: alguns biossurfactantes apresentam elevada 
estabilidade térmica e de pH podendo ser utilizados em ambientes com condições mais 
drásticas, o que permite sua utilização em condições de reservatórios. Os 
biossurfactantes suportam concentrações de até 10% de NaCl enquanto que uma 
concentração salina de 2-3% é suficiente para inativar surfactantes convencionais. 
• Biodegradabilidade: os biossurfactantes são facilmente degradáveis na água e no solo, 
permitindo a sua utilização para aplicações como biorremediação e tratamento de 
resíduos; 
 
 
36 
 
 
• Baixa toxicidade: do ponto de vista ecológico, o uso de biossurfactantes é 
particularmente vantajoso, pois ao contrário dos sintéticos, é não tóxico. 
 
 2.4.2. Tensão micelar crítica 
 
A aplicação de biossurfactantes na MEOR permite a obtenção de baixos valores de 
tensões interfaciais (TIF). Para diminuir a tensão interfacial entre óleo e a solução, é necessário 
que ocorra um aumento da concentração de biossurfactantes até um valor acima da 
Concentração Micelar Crítica (CMC). Esse valor corresponde à concentração em que os 
monômeros de biossurfactantes passam a se organizar em estruturas denominadas micelas 
(Figura 8), que são estruturas esféricas formadas pelas moléculas do surfactante, apresentando 
uma configuração que assegura a manutenção da porção hidrofóbica no seu interior (BATISTA, 
2008). 
 
Figura 8 - Formação do agregado micelar 
 
 
 
Fonte: MANIASSO, 1999 
 
A CMC pode ser obtida através de um gráfico da tensão superficial em função da 
concentração do surfactante em mol/L, correspondendo ao ponto em que se observa uma 
mudança brusca (Figura 9) de coeficiente angular na curva obtida (ALBUQUERQUE, 2006). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
37 
 
Figura 9 - Esquema do comportamento do tensoativo entre as fases fluida e superficial, em função da 
tensão superficial, indicando o CMC. 
 
 
Fonte: SANTOS et al., 2007 
 
2.5 BIOFILMES 
 
Microrganismos não vivem naturalmente como culturas puras de células dispersas, mas 
tendem a acumular-se em interfaces formandoagregados polimicrobianos, como filmes, lodos 
e biofilmes (WINGENDER, 1999). 
A arquitetura tridimensional dos biofilmes é influenciada por diversos fatores como 
condições hidrodinâmicas, concentração de nutrientes, comunicação intercelular e capacidade 
de produção de EPS. Escherichia coli, Bacillus subtilis e Pseudomonas aeruginosa têm sido 
reportadas como microrganismos formadores de biofilmes, sendo modelos extensivamente 
estudados (STOODLEY, 2003). 
Na maioria dos biofilmes, os microrganismos correspondem a cerca de 10 % da massa 
seca, enquanto a matriz extracelular pode corresponder a mais de 90 %. A matriz é o material 
extracelular, produzido principalmente pelos próprios microrganismos, em que as células do 
biofilme são imersas. Esta matriz polimérica é conhecida como Extracellular Polymeric 
Substance (EPS). O EPS é constituído por polissacarídeos, proteínas, exoenzimas, ácidos 
nucleicos e lípidos que permitem imobilizar as células do biofilme, mantendo o biofilme 
coesivo (FLEMMING, 2010). 
 
 
 
38 
 
Algumas estruturas bacterianas como flagelos, pili e fímbrias também estabilizam a 
matriz polimérica. No interior desta matriz polimérica ocorrem interações moleculares diversas 
e uma intensa comunicação célula/célula, denominada Quorum Sensing (QS). A integridade 
dos biofilmes é mantida também através de interações como forças de Van der Waals, forças 
eletrostáticas e interações hidrofóbicas. Uma função importante da matriz polimérica é proteger 
o consórcio microbiano da ação de agentes físicos e químicos. No biofilme, as células são 
suficientemente imobilizadas para permitir interações sinergísticas, como a utilização de 
substratos, mas não se encontram aprisionadas, podendo mover-se e sair do consórcio (KIEVIT, 
2009). 
O início da formação de um biofilme é marcado pela deposição de matéria orgânica 
sobre a superfície que será colonizada, sendo essa fase um pré-requisito para a posterior adesão 
microbiana. Fatores como a natureza e a concentração dos nutrientes disponíveis, como por 
exemplo, partículas de proteínas, lípidios, fosfolípidos, carboidratos, sais minerais e vitaminas 
regulam a formação do biofilme. A fase da vida vegetativa em que os microorganismos se 
encontram, a presença de apêndices celulares e as substâncias poliméricas produzidas têm papel 
importante na velocidade da adesão. Além disso, a rugosidade do material pode ser um fator 
favorável para aumentar a aderência (KORENBLUM, 2012). 
 
2.6 LOCAIS MAIS SUSCETÍVEIS A BACTÉRIAS NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO 
 
De acordo com Korenblum, (2012), os microorganismos encontrados nos sistemas de 
petróleo são capazes de sobreviver sob condições extremas de temperatura, pressão e salinidade 
possuindo a capacidade de se reativarem ao encontrar condições favoráveis para seu 
crescimento. As principais fontes de bactérias na indústria de petrolífera são: 
• Presença de bactérias em reservatórios, bactérias indígenas. Ao receberem água do mar, 
recebem fonte de sulfato, podendo ocorrer também alteração de temperatura 
(resfriamento de algumas zonas). Quando ocorre geração de H2S no reservatório recebe 
o nome de souring e se este óleo e água produzida contendo H2S chega à superfície, 
pode trazer problemas de corrosão microbiológica ou mesmo potencializar a geração do 
H2S, devido à condição favorável para o metabolismo de bactérias; 
• Contaminação durante a perfuração dos poços, com uso de fluidos de perfuração ricos 
em fonte de carbono; 
 
 
39 
 
• Injeção de água (mar, produzida ou de aquífero) para recuperação secundária de 
petróleo; 
• Durante teste hidrostático de dutos (mar, rio ou aquífero). 
Os fatores envolvidos na atividade microbiana são: 
• Presença de água, 
• Temperatura apropriada; 
• Salinidade baixa-moderada (35-100) g/L; 
• Fonte de sulfato (solúvel e insolúvel); 
• Fonte de carbono (lactato, acetado, ácidos voláteis, de cadeia curta, associação com 
microrganismos produtores de biosurfactantes que acessam o óleo); 
• Baixa velocidade de fluxo, pontos de estagnação. 
 
 
 
40 
 
 
3 REVISÃO DA LITERATURA 
 
Diversos estudos laboratoriais relatam a utilização de microorganismos em 
reservatórios de petróleo utilizando o método microbiológico de recuperação avançada. Esses 
estudos discutem basicamente o processo de isolamento e análise dos metabólitos produzidos, 
seguidos de experimentos de fluxo, a fim de verificar sua potencial utilização no processo de 
recuperação avançada. 
 
3.1 ESTUDOS LABORATORIAIS 
 
Batista (2008) testou a hipótese de que os biossurfactantes produzidos por isolados de 
Bacillus subtilis, em condição anaeróbia, são capazes de mobilizar óleo pesado em sistemas 
porosos de areia. Os isolados de Bacillus subtilis LBBMA 155 e Bacillus subtilis spizizenii 
LBBMA 258 produziram extratos de biossurfactantes, que quando injetados à 3 volumes 
porosos, removeram em média 9,43 % de petróleo residual (14 ºAPI). O isolado Bacillus 
subtilis LBBMA 155 foi obtido por meio de cultura de enriquecimento de amostra de sedimento 
de mangue contaminado com petróleo, proveniente da REDUC - Refinaria Duque de Caxias, 
Duque de Caxias, Rio de Janeiro. 
O trabalho de Péricles (2007) objetivou determinar experimentalmente as condições 
nutricionais e de potencial redox que estimulam o crescimento e a produção de biossurfactantes 
pelos isolados Bacillus subtilis LBBMA155, Bacillus sp. LBBMA111A e Bacillus sp. 
LBBMA283. O autor escolheu estes isolados por possuírem características desejáveis à 
aplicação em MEOR, como crescimento em condições de temperaturas superiores a 40 °C e em 
salinidade de 2 a 70 g/L de NaCl e, além disso, por serem capazes de produzir biossurfactantes 
em condição aeróbia. Os isolados Bacillus subtilis LBBMA155, Bacillus sp. LBBMA111A e 
Bacillus sp. LBBMA283 foram capazes de crescer em condição anaeróbia na presença de nitrato 
como aceptor de elétrons e produzir biossurfactantes eficientes na redução da tensão interfacial 
ar-líquido. O potencial redox demonstrou influenciar tanto o crescimento quanto a produção de 
biossurfactantes pelos isolados. Os três isolados apresentaram potencial para a utilização em 
MEOR baseada na produção in situ de biossurfactantes. 
Experimentos de recuperação de óleo usando o Bacillus licheniformis JF-2 e um 
 
 
 
41 
 
 
nutriente com base de sucrose foram executados com amostras de arenito Berea por (Thomas 
et al, 1993). Foi medida a eficiência de recuperação de óleo para quatro diferentes óleos crus 
(0.9396 a 0.8343 g/cm3) e (19.1 a 38.1 ° API). Sistemas microbiais reduziram a tensão 
interfacial (IFT) ≈ 20 mN/m (≈ dyne/cm) para todos os óleos testados. 
Um modelo com uma coluna de arenito compactado foi usado por Gudina, Rodrigues e 
Teixeira (2012) para simular operações de recuperação de óleo e avaliar a mobilização do óleo 
residual por microrganismos através de MEOR. Cinco isolados microbiais foram usados e 
capazes de crescer e produzir biossurfactantes à 40 o C. Os biossurfactantes foram capazes de 
reduzir a tensão interfacial e emulsificar hidrocarbonetos. Foi verificado uma recuperação 
adicional de 19,8 a 35% usando Bacillus subtilis, sugerindo que a estimulação para a produção 
de surfactante sob essas condições in situ contribuem para mobilizar o óleo trapeado. 
Al-Sulaimani et al (2010) investigou biossurfactantes produzidos por Bacillus 
lincheniformis isolados do campo de Oman. Oito meios de produção diferentes foram testados 
para identificar o melhor produtor de biossurfactante dentre os avaliados. Foi identificada uma 
amostra que produziu a maior redução de IFT (tensão interfacial), passando de 46,6 para 3,28 
mN/m. Foram feitostestes com o biossurfactante produzido por essa bactéria, verificando o seu 
potencial em recuperação avançada. Os resultados mostraram grande potencial no uso da 
bactéria durante aplicações MEOR in situ, onde 10% do óleo residual foi recuperado após a 
injeção de biossurfactante. 
O biossurfactante produzido pelo Bacillus subtilis foi testado por Al-Sulaimani, et al., 
(2012) pelo seu potencial uso em MEOR, através de uma série de experimentos de fluxo. O 
biossurfactante foi misturado com biossurfactantes químicos para aumentar sua performance, 
em uma taxa 50/50. O segundo objetivo do estudo foi investigar os efeitos do biossurfactante 
na molhabilidade e estimar a perda causada por adsorção. A influência do biossurfactante na 
molhabilidade foi estudado pela medida do ângulo de contato. Os resultados demonstraram a 
capacidade do biossurfactante alterar as condições de molhabilidade sob diferentes superficies, 
demonstrando potencial uso em MEOR. Foi alcançada uma recuperação de 50% do óleo 
residual com a mistura de biossurfactantes. 
No trabalho de Golabi et al (2012), bactérias com habilidade de produzir surfactantes 
foram isoladas do solo, e foram capazes de crescer em solução gás/ óleo como única fonte de 
energia. Cada litro do meio de fermentação gerou cerca de 28 g de biossurfactante. A CMC era 
 
 
 
42 
 
 
de 100 mg/L. O biossurfactantes foi capaz de reduzir a tensão interfacial da água destilada para 
25 mN/m. Uma solução aquosa de biossurfactante foi utilizada para MEOR em amostras de 
alta e baixa permeabilidade. A solução aumentou a recuperação em cerca de 15% na amostra 
de alta permeabilidade na temperatura ambiente e 7,5% na de baixa permeabilidade. O 
biossurfactante manteve a sua atividade de recuperação de óleo melhorada quando a 
temperatura no plug aumentou para 80 oC. 
Okpokwasili (2006) realizou uma investigação laboratorial da mobilização e 
deslocamento de óleo residual em um pacote de areia usando biossurfactante que foi extraído a 
partir de uma cultura de Pseudomonas sp. cultivadas em um meio com querosene suplementado 
de sais minerais. A caracterização do extrato de biossurfactante revelou uma mistura de 
fosfolípidos e glicolípidos numa proporção de 3.35:1. Os testes de fluxo apresentaram uma 
recuperação de óleo de 52,19% do óleo in-place, sugerindo o biossurfactante produzido por 
Pseudomonas sp. como um potencial candidato para MEOR. 
Experimentos foram realizados por Jenneman et al (1984) para estudar a viabilidade de 
utilização de microrganismos em MEOR, enfatizando a avaliar a variação da permeabilidade. 
Nutrientes tais como a glucose, íons de peptona- proteína, e fosfato de amônio foram 
transportados através de saturação de salmoura em amostras de arenito Berea em quantidades 
suficientes para suportar o crescimento microbiano. Menos do que 1% da concentração de 
células foi recuperado no efluente, indicando elevado grau de retenção de células no interior da 
amostra. A adição de nutrientes e a incubação subsequente para permitir o crescimento 
microbiano resultaram em reduções de permeabilidade entre 60 e 80%, reduzindo 
significativamente a permeabilidade da rocha porosa, favorecendo a recuperação de óleo. 
 Volpon e Melo (2000) apresentam os resultados de laboratório de um sistema para a 
produção microbiana de polímero, que pode ser aplicada para modificar a permeabilidade do 
reservatório. Como consequência, a redistribuição de fluidos ocorre, aumentando zonas 
varridas e recuperação de óleo. Experimentos de fluxo foram realizados num modelo de arenito, 
utilizando um polímero produzido por uma bactéria isolada a partir de poços do campo de 
Carmópolis, Sergipe, Brasil. Os resultados indicam que a bactéria, bem como os nutrientes 
necessários foram seletivamente transportados para os núcleos de elevada permeabilidade. O 
crescimento in situ de microrganismos foi observado no interior da amostra durante o período 
de incubação, através da medição da pressão estática. Uma elevada redução da permeabilidade 
 
 
 
43 
 
 
efetiva da água foi provocada pelo crescimento de bactérias e produção de polímeros. Este 
resultado foi confirmado pelas grandes quantidades de biomassa e de biopolímero presente no 
efluente e por microscopia electrônica. 
Foram realizados estudos por Sugihardjo; Legowo; Pratomo (1999) para identificar os 
microrganismos potenciais para aumentar a recuperação de petróleo a partir de campos 
petrolíferos Indonésia. Petróleo e água de formação foram coletados a partir da área de Cepu. 
Estudos em testes de fluxo na amostra foram realizados utilizando amostras padrões e nativas, 
e os resultados foram considerados como promissores, com a diminuição da tensão interfacial 
e aumento na recuperação de óleo. 
 
3.2 EFICIENCIA EXPERIMENTAL DA MODIFICAÇÃO DA PERMEABILIDADE 
ATRAVÉS DO MEOR 
 
Vários trabalhos foram propostos visando a aplicação do MEOR em um cenário de 
reservatório de óleo (BRYANT, 2000). O foco deste trabalho é a aplicação do MEOR, na qual 
o reservatório é inoculado com uma cepa, conjunto de microrganismos de uma mesma linhagem 
genética, selecionada e alimentada por um conjunto otimizado de nutrientes de maneira a atingir 
o efeito desejado no fundo do reservatório. Um potencial reservatório alvo deve atender a um 
conjunto de critérios. Os critérios que foram desenvolvidos estão listados na Tabela 2. Como 
os micróbios vivem na água, o alagamento da água é usado para transportar os micróbios e 
nutrientes para o reservatório. Para apoiar o crescimento microbiano, é necessário um eficiente 
receptor de elétrons, conforme Figura 10. 
 
Tabela 2- Critérios para aplicações MEOR. 
 
Fonte: JACKSON et al, 2014 
 
 
 
44 
 
 
Segundo Jackson et al (2011), no ambiente anaeróbico de um reservatório, o oxigênio 
não é considerado uma opção viável devido a problemas de corrosão e capacidade de carga 
limitada na água injetada. A adição de sulfato pode estimular a acidificação do petróleo por 
organismos redutores do sulfato. Portanto, se restringe a um conjunto limitado de receptores de 
elétrons, concentrando-nos principalmente no nitrato. O diâmetro da garganta dos poros da 
rocha (Tabela 2) deve ser alto o suficiente para permitir a passagem de micróbios. Os critérios 
na Tabela 2, temperatura, salinidade e pH, são as chaves para determinar o tipo e a diversidade 
de vida observada no reservatório. Na maioria dos casos, é a combinação da temperatura e 
salinidade que são as mais importantes para a vida microbiana. O pH é frequentemente 
tamponado a um valor neutro devido a minerais naturais nas argilas ou cimentos da rocha. Uma 
vez que os mecanismos MEOR utilizados não afetam a mobilidade do óleo no reservatório, a 
viscosidade do óleo é geralmente limitada à viscosidade que pode ser efetivamente mobilizada 
pela migração da água. A pressão do poço, também é fundamental, pois em pressões extremas, 
somente os micróbios tolerantes à pressão (piezófilos) operarão eficientemente. Finalmente, a 
presença de altas concentrações de sulfeto pode ser tóxica para a vida no reservatório de 
petróleo. 
Na Figura 10, a expressão de uma função EOR desejada requer micróbios (parte 
superior do triângulo) uma fonte de carbono (inferior esquerda do triângulo) e um aceptor 
de elétrons (inferior direito do triângulo). É a combinação de um micróbio específico, uma 
fonte de carbono e um receptor de elétrons que levará ao crescimento microbiano e, 
finalmente, à expressão de uma função que é útil para a recuperação aprimorada do petróleo 
(JACKSON, 2011). 
Nos tratamentos descritos a seguir a fonte de carbono, o micróbio e o aceptor de 
elétrons são controlados para garantir tratamentos consistentese eficazes. Uma fonte de 
carbono não-óleo é fornecida e é solúvel na água onde os micróbios vivem. Usar o petróleo 
bruto como fonte de carbono é problemático e não funcionou em testes de laboratório. O 
óleo não é consistente em sua composição, a taxa metabólica usando petróleo é limitada 
devido às limitações de transferência de massa de levar o óleo para a fase aquosa onde os 
micróbios devem viver, e a destruição do petróleo parece ser contraproducente para a 
mesma coisa. destina-se a fazer, isto é, aumentar a recuperação de petróleo. Os tratamentos 
aqui descritos não utilizam o sulfato como receptor de elétrons, pois isso leva à geração de 
 
 
 
45 
 
 
H2S e à acidificação do poço de petróleo os micróbios selecionados para o tratamento já 
existem no reservatório de óleo. Consequentemente, os micróbios já estão adaptados ao 
ambiente do poço. Esses micróbios foram selecionados por sua capacidade de expressar 
uma função EOR específica útil. Nos experimentos que serão descritos, essa função é a 
produção de um metabólito exterior como parte de um biofilme que reduz o tamanho da 
garganta dos poros e a permeabilidade aparente em canais molhados no reservatório 
(JACKSON et al, 2014) 
 
Figura 10: Triângulo da atividade microbiana. 
 
Fonte: JACKSON et al, 2014 
 
Após a seleção de microbiana, é necessário inocular o poço de petróleo com o 
organismo preferido, conforme visto nas Figuras 11 e 12. Estudos de população de água 
de injeção autêntica são a base para estas ilustrações. A população nativa antes e depois de 
alimentar o reservatório apenas com nutrientes é ilustrada na Figura 11. A abundância 
relativa de micróbios específicos (eixo Y) é plotada para cada membro da população nativa 
antes dos nutrientes serem adicionados (barras azuis) e após a população nativa foi 
permitido crescer em nutrientes (barras vermelhas). O micróbio desejável (“organismo de 
biofilme” que é circulado) é uma fração muito pequena da população microbiana. Essa é a 
situação típica que observamos em ambientes de poços. O crescimento de alguns micróbios 
 
 
 
46 
 
 
será suprimido como resultado do tratamento apenas com nutrientes - por exemplo, 
Halomonas à esquerda. A população de outros micróbios será aumentada como resultado 
dos nutrientes (por exemplo, "não classificados"), incluindo o micróbio selecionado por 
sua capacidade de produzir o biofilme (circulado) (JACKSON et al, 2010). 
No entanto, o micróbio desejado geralmente é encontrado em uma pequena fração 
da população, apesar de seu aumento com nutrientes. Em última análise, isso levará ao 
desperdício de nutrientes para o crescimento de micróbios que não expressam a função de 
formação de biofilme. Compare isso com a Figura 12, que mostra a mudança da população 
de micróbios usando um inóculo. Aqui, o micróbio produtor de biofilme foi inoculado para 
dominar a população antes que os nutrientes sejam alimentados. Os nutrientes são 
projetados para favorecer o micróbio do biofilme e gerar o biofilme. Consequentemente, 
este micróbio desejável continua a ser o micróbio dominante na população, uma vez que 
os nutrientes são alimentados. Com o tempo, haverá uma mudança populacional na zona 
de crescimento nos estratos rochosos onde o micróbio desejável se estabeleceu. Esta 
população desejável pode ser mantida pela re-inoculação. Dados de campo mostram não 
mais do que uma re-inoculação anual será necessária para restabelecer a população 
desejada (JACKSON et al, 2012). 
 
Figura 11: Alteração da população microbiana como resultado da alimentação de nutrientes. 
 
 
Fonte: JACKSON et al, 2014 
 
 
 
 
47 
 
 
Figura 12: Mudança da população de micróbios após inoculação e alimentação de nutrientes. 
 
 
 
Fonte: JACKSON et al, 2014 
 
 
3.2.1 Configuração de tubos capilares usados no experimento 
 
 Segundo Jackson et al (2014), empacotamentos arenosos são reconhecidos como 
sendo um dos testes mais realistas para medir a eficácia dos tratamentos avançados de 
recuperação de óleo no laboratório. O tubo fino ou capilar, usado nesses testes é muito 
parecido com um reservatório arenítico. A rocha retirada de um poço (ou areia produzida 
a partir de um poço) é montada em um recipiente maleável tipicamente um tubo 
elastomérico que é quimicamente resistente ao óleo e às salmouras que serão bombeadas 
para dentro e através da rocha. As principais diferenças entre o tubo fino descrito aqui e as 
inundações do núcleo são as dimensões (tubos finos são muito longos e finos) mais o fato 
de que uma inundação do núcleo usa uma peça real de rocha enquanto tubos finos usam 
areia produzida ou núcleo triturado. Peças finais especialmente projetadas vedam a 
extremidade dos núcleos de rocha ou areia e permitem que a salmoura ou o óleo sejam 
bombeados uniformemente para a face do núcleo da rocha ou da areia. O recipiente flexível 
contendo a areia ou rocha é colocado dentro de um vaso de pressão. 
 O recipiente de pressão é pressurizado de modo a colocar uma pressão restritiva no 
exterior do recipiente flexível. A pressão hidráulica contra o recipiente flexível garante que 
o óleo ou a água flua através da matriz de areia e não ao longo da parte externa da areia, 
próximo ao recipiente flexível. Para tubos finos, esta pressão de restrição também garante 
 
 
 
48 
 
 
que a areia “solta” permaneça compacta e que os tubos finos não migrem e causem a 
permeabilidade do tubo fino à deriva. A pressão hidráulica também permite que os tubos 
finos operem com alguma pressão no interior do recipiente flexível. Consequentemente, 
pequenas quantidades de gases produzidos como resultado da atividade microbiana 
permanecem em solução, assegurando uma determinação precisa da permeabilidade 
aparente durante a realização da atividade microbiana (NAGASE, 2001). 
A Figura 13 ilustra o tubo fino configurado que foi montado dentro de um vaso de 
pressão. O vaso de pressão é preenchido com água que é pressurizada por uma fonte externa 
de gás regulada até a pressão de restrição desejada. A pressão hidráulica também pode ser 
alcançada usando uma bomba de seringa em um recipiente de pressão preenchido com 
líquido. Alimentações de pressão via portas em ambas as extremidades do vaso de pressão 
permitem que a tubulação conectada à entrada e saída do tubo fino passe do lado externo 
através da parede do vaso de pressão. A salmoura é bombeada usando uma bomba de 
cromatografia líquida de alta pressão ou uma bomba de seringa de alta pressão. Uma porta 
de alimentação é fornecida à linha de entrada para alimentação periódica do tubo fino 
(JACKSON, 2014). 
Assim, as linhas de detecção de pressão conectam-se à entrada e à saída do tubo 
fino para transdutores de pressão absoluta e diferencial. A queda de pressão através do tubo 
fino é uma medida da permeabilidade aparente do tubo fino. O transdutor de pressão 
diferencial e a diferença nos transdutores de pressão absoluta são usados para determinar 
essa queda de pressão. Um regulador de contrapressão de precisão é montado na linha de 
saída do tubo fino e é usado para regular a pressão no tubo fino. A pressão no tubo fino é 
sempre pelo menos 20 psi inferior à pressão de restrição hidráulica. As pressões e os fluxos 
são dados registrados 24 horas por dia. Os tubos finos descritos aqui estão sempre em uma 
orientação horizontal (JACKSON, 2014). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
49 
 
 
Figura 13: Configuração do tubo fino simples. 
 
 
 
Fonte: JACKSON et al, 2014 
 
Uma variedade de areias tem sido usada para fazer os tubos finos. A Figura 14 
mostra a distribuição do tamanho de partícula para três dessas areias.