BRPI0714748A2 - mÉtodo para alimentar a recuperaÇço de hidrocarbonetos de um reservatàrio altamente fraturado - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA AUMENTAR A RECUPERAÇçO DE HIDROCARBONETOS DE UM RESERVATàRIO ALTAMENTE FRATURADO. É descrito um método para aumentar a recuperação de hidrocarbonetos de um reservatório altamente fraturado, utilizando as etapas de injetar no reservatório um fluido formador de membrana para formar uma membrana sobre a superfície de pelo menos parte da formação exposta, injetar no reservatório um fluido para estabelecer um gradiente de potencial químico através da membrana e deixar o fluido penetrar na formação através da membrana para aumentar a pressão no interior da formação e forçar hidrocarboneto adicional da formação.
Description
"METODO PARA AUMENTAR A RECUPERAgAO DE HIDROCARBONETOS DE UM RESERVAT0RIO ALTAMENTE FRATURADO".
A presente invengao refere-se a um metodo para melhorar a recuperagao de reservatorios de hidrocarboneto, especialmente reservatorios naturalmente fraturados ou reservatorios de rocha tipo carbonato. HIST0RIC0 DA 工ΝνΕΝςΑΟ
A recuperagao de hidrocarboneto em reservatorios naturalmente fraturados e tipicamente muito baixa. Especialmente, em reservatorios de carbonato naturalmente fraturados de media a alta permeabilidade, a recuperagao de petroleo e muitas vezes inferior a 15% do petroleo no local ("oil in place") calculado. Neste caso, geraimente e dificil recuperar petroleo da matriz devido ao fat ο de a trajetoria de fIuxo oferecida ao petroleo nas fraturas naturais ser mais facil· A inundagao com agua e usada com frequencia para deslocar ο petroleo do reservatorio de carbonato, tratando-se, porem de uma tecnica que geralmente so e eficaz na presenga de fraturas naturais com permeabilidade mais elevada.
Considerancio que muitos reservatorios de carbonato contendo petroleo sao mistos ou umedecidos com petroleo, a embebigao espontanea da agua procedente da inundagao com agua nao melhora a recuperagao das fraturas naturais com "bypass" e da porgao da matriz do reservatorio · Um dos problemas basicos reside em aumentar a eficiencia de varredura (Iimpeza) da inundagao com agua· A agua
S
injetada encontra tipicamente 〇s pogos produtores rapidamente devido a canalizagao de agua pelo sistema de fratura natural de alta permeabilidade, deixando para tras a massa de hidrocarboneto na matriz.
Mesmo nos casos em que a embebigao ou inundagao com agua e bem sucedida, ο processo e muito lento e/ou a produgao ou ciclagem de agua alta demais · 〇 processo e, por exemplo, dificultado por molhabilidades mistas.
〇 primeiro uso de membranes semi—permeaveis para criar
pressao osmotica para aplicagoes em campos de petroleo foi previamente descrito na patente americana 6.069.188 de propriedade conjunta. A patente descreve ο uso de um gradiente de potencial quimico ou gradiente de pressao osmotica para remover ο fluido de fraturamento de uma fratura artificialmente criada e assim aumentar a extensao efetiva da fratura criada. SUMARIO DA INVENQAO
A presente invengao propoe um metodo para facilitar e agilizar a recuperagao de hidrocarboneto que poderia de outra forma ficar aprisionado nos blocos de matriz de um reservatorio naturalmente fraturado·
Consequentemente, um dos aspectos da presente invengao consiste em empregar aditivos especiais que sao injetados durante as operagoes de inundagao com agua e que forcem a agua a penetrar nos blocos de matriz para extrair hidrocarboneto de dentro do sistema de fissura· Isso melhoraria a recuperagao de hidrocarboneto e a porcentagem de agua·
De acordo com outro aspecto, a invengao propoe a utilizagao do processo de osmose para criar um gradiente de pressao osmotica, de forma tal que os fluidos seriam forgados ao escoamento com a finalidade de deslocar ο hidrocarboneto nao recuperado ou anteriormente irrecuperavel e prociuzi-lo atraves de um furo de pogo. A invengao e parcialmente baseada na convicgao de que membranas permeaveis ou semi-permeaveis, como por exemplo as descritas na patente americana No. 6.069.118 podem facilitar nao apenas a limpeζa ("clean-up") das fraturas, mas poderiam tambem aumentar a taxa de recuperagao de hidrocarbonetos de formagoes de carbonato e/ou auxiliar as aplica?5es de inundagao com agua em reservatorios subterraneos.
De acordo com uma variante preferida da invengao, sao providos metodos para estabelecer um gradiente de potencial quimico ou de concentragao de soluto na formagao naturalmente fraturada·〇 gradiente de potencial
quimico (ou de concent ra?ao de soluto) pode ser muito maior do que ο gradiente de pressao hidrostatica criado pela injegao de f luido no furo de ροςο injetor. Essa pressao diferencial e suficientemente grande para que ocorra ο deslocamento de fluido (neste caso, a agua deslocando petroleo no espago de poro da matriz) resultando em aumento na recuperagao de petroleo. De acordo com outro aspecto da invengao, e provido um metodo para primeiramente determinar as propriedades "in- situ" dos fluidos naturalmente presentes no reservatorio. O proximo passo consiste em bombear um fluido contendo um material formador de membrana no furo de pogo injetor. Os volumes a serem bombeados podem ser determinados individualmente para cada caso especifico, com conhecimento do volume varrido entre ο ροςο de injegao e os pogos produtores. A membrana provera uma barreira entre as fraturas naturais de permeabilidade mais elevada varridas por agua e a matriz do reservatorio imediatamente adjacente ao sistema de fratura natural. O fluido bombeado a seguir e um fluido com baixa concentragao de soluto (se comparado com a agua de formagao na matriz) para deslocar a agua na fratura natural, deixando a membrana no lugar.
A medida que ο fluido com baixa concentragao de soluto e injetado, ocorre ο processo natural de osmose devido ao gradiente de potencial quimico que ocorre devido as diferengas na concentragao de soluto entre a agua na fratura natural e a agua na matriz.
Detalhes adicionais deste processo fisico-quimico podem ser encontrados na patente americana citada acima e nos diversos documentos de referencias providos na patente.
Numa concretizagao preferida dos aspectos acima da invengao, as etapas dos novos metodos podem ser repetidas varies vezes, por exemplo, para reconstituir ο fluido com baixa concentragao de soluto ou para reabastecer ou reestabelecer a membrana semi-permeavel.
Estas e outras caracteristicas da invengao,
concretizagSes preferidas e variantes das mesmas, possiveis aplicagoes e vantagens serao apreciadas e compreendidas pelos habilitados na tecnica com base na descrigao e desenhos detalhados a seguir· BREVE DESCR工ςΑ〇 DOS DESENHOS a Figure IA e uma vista esquematica de um corte de um reservatorio de carbonato entre um ροςο produtor e um injetor de agua;
A Figura IB mostra uma vista transversal de uma parte da formagao durante ou apos um tratamento de acordo com um exemplo da presente invengao;
A Figura 2 e um fluxograma mostrando as etapas de acordo com um exemplo da presente invengao; e
A Figura 3 e uma vista em perspective de um bloco de matriz para demonstrar a eficiencia dos metodos de tratamento novos·
DESCRigAO DETALHADA DA 工ΝνΕΝςΑΟ
Um exemplo especifico da invengao consiste η uma formagao de carbonato naturalmente fraturada 100 sendo submetida a inunciagao com agua· Mais especificamente, supoe-se neste exemplo que a penetragao da agua, conforme indicado pela area tracejada horizontalmente 101 ocorreu entre um injetor de agua 110 e um ροςο produtor 111 conforme mostra a Figura IA- A f ormagao e mostracla como estando altamente fendida por fraturas 102. Os limites de estratificagao sao mostrados na forma de linhas horizontals 103.
Apos entender ou avaliar as condigoes volumetricas entre ο injetor 110 e ο produtor 111 e conhecer as proprieclades f isicas da agua na matriz 100, um sistema de f luido contendo um material formador de membrana e bombeado para ο interior do ροςο injetor 110. A membrana 120 e deixada formar na interface 121 das fraturas naturais e da matriz de formagao antes ou enquanto ο fluido e deslocado, conforme mostra a Fig· IB. Na Figura IB, e mostrado um corte de uma parte da
formagao, como por exemplo um bloco de matriz conforme descrito mais detalhadamente abaixo. A medida que ο fluido que carrega os aditivos formadores de membrana preenche as fraturas e lacunas em torno do bloco 120, uma membrana 122 e formada sobre a superficie exposta 121 do bloco 121 · A formagao de membrana re suit a num f ilme ou substancia pelicular que e semi-permeavel a agua que se movimenta entre a fratura natural e a matriz· O fluido e deslocado do sistema de fratura natural com um fluido de baixa concentragao de soluto, para que ο gradiente de potencial quimico maximo possa ser estabelecido atraves da membrana semi-permeavel· Um exemplo de fluido com baixo teor de soluto e agua f resca ou agua apenas levemente contaminada com outras partes soliiveis, tal c〇m〇 sal.
Quando este fluido estiver no Iugarf os fenomenos de pressao osmotica ocorrerao espontaneamente·〇 resuitado sera que as partes do fluido com baixo teor de soluto no sistema de fratura natural movimentar-se-ao pela membrana semi-permeavel e deslocarao ο petr0Ieo no espago de poro da matriz para ο interior do sistema de fratura natural ate que ο gradiente de potencial quimico alcance ο equilibrio · Esse processo e indicado pelas setas na Figura IB· Dependendo do material da membrana, conforme abaixo descrito, ο petroleo podera migrar por uma membrana que se j a permeavel a hidrocarbonetos ou podera escapar pelos furos da membrana.
Ao se restabelecer a injegao de agua no ροςο injetor, ο petroleo deslocado da matriz para ο interior do sistema de fratura natural sera empurrado para ο produto e podera ser recuperado. O processo de bombeio de agua com baixo teor de soliiveis podera ser repetido diversas vezes antes que se tenha de renovar/restabelecer a membrana semi- permeavel .
〇 resuitado das etapas acima resumidas no fluxograma da Fig. 2, e provavelmente ο de aumentar a porcentagem de petroleo no local original que pode ser recuperado.
Em outro exemplo, a etapa de injegao de fluido pode ser
continue, com adigao de aditivos formadores de membrana ou fluido num determinado momentο, seguido de um fluido com baixo teor de s〇lut〇,e alternando-se para frente e para tras em determinados momentos quando necessario para reabastecer a membrana semi-permeavel e extrair mais hidrocarboneto dos blocos de matriz. Pode-se utilizar monitoramento dos efluentes de produgao medindo as taxas de escoamento, as concentragoes de aditivos e outros parametros operacionais mensuraveis podem ser empregados para definir a sequencia de inj egao acima. Ao contrario dos tratamentos convencionais para recuperagao melhorada de petroleo (EOR), ο processo aqui descrito possui a vantagem de limitar ο volume de fluidos bombeados em quantidades razoaveis. Num processo EOR convencional aplicado a um tratamento de matriz, ο volume total de fluido bombeado e proporcional ao volume total de poro do reservatorio. Por exemplo, um reservatorio com um volume de 10 milhoes de metros cubicos (ex: 1 km χ 500 m χ 20 m) e com uma porosidade de 25% possui um volume total de poro de 2,5 milhoes de metros ciibicos · A quantidade total de tratamento a ser injetada no reservatorio sera tipicamente igual aquela quantidade multiplicada por um fat or maior que 1 · O uso de um fat or 2 com a finalidade de ilustrar esse efeito exigiria assim ο bombeio de 5 milhoes de metros ciibicos de f luido de tratamento no reservatorio.
A invengao descrita aqui tira total vantagem da contribuigao muito baixa da rede de fratura em relagao a porosidade total do reservatorio· A porosidade tipica de fratura em rocha-reservatorio sedimentares (carbonatos e arenitos) e de 0,01% e na maioria dos casos inferior a 0,1%.〇 preenchimento completo da rede de fratura natural num reservatorio de 10 milhoes de metros cUbicos requer injetar tipicamente 100.000 m3 de fluido de tratamento· Ou seja, 50 vezes menos do que um tratamento EOR convencional.
E previsto que a invengao aplique-se principalmente a
reservatorios sedimentares naturalmente fraturados, em contraposigao a reservatorios em embasamento fraturado, tais como os reservatorios de granito, a porosidade da matriz e geralmente desprezivel e os fluidos estao contidos nas fraturas. A eficacia da membrana osmotica colocada sobre a superficie de todas as fraturas num reservatorio sedimentar naturalmente fraturado sera uma fungao do tamanho do bloco da matriz, conforme descreve a Figura 3.
Os blocos de matriz sao, por definigao, limitados por pianos de fratura natural quase verticals e por limites de estratificagao no topo e no fundo, conforme mostra a Figura 3. A altura dos blocos da matriz e tipicamente igual a espessura da estratificagao B contendo ο bloco da matriz. A largura dos blocos da matriz depende da densidade da fratura. Uma situagao tipica e encontrar conjuntos de fratura conjugada, ou seja, um conjunto de fratura que e orientado principalmente paralelamente ao sentido da tensao de campο maxima, e um conjunto de fratura mais ou menos perpendicular aquele sentido. As fraturas paralelas a tensao maxima sao denominadas "conjunto de fratura principal". O outro conjunto de fratura e denominado "conjunto de fratura associado". As fraturas do conjunto principal tendem a ser mais condutivas ao fluxo do que as fraturas do conjunto associado, exceto se forem cimentadas ou parcialmente cimentadas.
〇 tamanho medio do bloco da matriz numa segao horizontal e igual a distancia media Dm entre as fraturas do conjunto principal e a distancia media Da entre as fraturas do conjunto associado. Observou-se que Dm e Da sao estao geralmente fortemente correlacionados a espessura da estratificagao B com uma regra proporcional simples :
[1] Dm « kmB Da kaB onde os coeficientes km e ka dependem das propriedades mecanicas da rocha. Esses coeficientes tipicamente levam valores na faixa de 1 a 2. Na presente invengao, 1,5 sera utilizado para fins de ilustragao.
A densidade de fratura expressada como ο numero medio de fratura por comprimento unitario e igual a 1/ Dm para ο conjunto principal e a 1/ Da para 〇 conjunto associado. A densidade de fratura expressada como ο numero medio de fraturas por area unitaria e igual a 2/ (Dm Da) · A densidade de f ratura expressada como ο niimero medio de fraturas por volume unitario e igual a 2 / (B Dm Da) · Um reservatorio altamente fraturado tipicamente contera 1 f ratura por metro (ou se j a, 2 f raturas por metro quadrado, ou 2 f raturas por metro ciibico) ou mais. 〇 volume do bloco de matriz e igual a B Dm Da. A area superficial total da interface entre as fraturas e a matriz da rocha no bloco de matriz e igual a 2 B (Dm + Da) . A eficiencia do processo 〇sm0tic〇 dependera de diversos fatores entre os quais a relagao superficie / volume R:
[2] R = 2B{Dm + DJf(BDmDa)=
〇 niimero R e igual a duas vezes a soma das densidades de fratura para as os dois conjuntos de fratura expresso em fratura por comprimento unitario·
Os outros fatores que influenciam a eficiencia do processo osmotico sao os fatores microscopicos env〇lvendo a permeabilidade da matriz de rocha proxima as superficies das fraturas, a molhabilidade dos poros e a natureza dos fluidos presentes no interior dos poros·〇 processo osmotico resultara na aceleragao das trocas de fluido entre a matriz de rocha e as fraturas- A espessura media X da rocha proximo as f raturas nas quais essas trocas ocorrerao e uma fungao de tempo t, bem como de temperature, e da pressao diferencial entre ο bloco da matriz e as fraturas.
〇 fator de recuperagao obtido pelo processo osmotico no tempo t sera diretamente proporcional ao produto R X (t). R X (t) e um ηύπίθΓΟ adimensional · Supondo que a
丄化 丄Cf
/Λ
35. recuperagao e principalmente regida aqui por mecanismos tipo difusao, espera-se que X(t) variara
proporcionalmente a raiz quadrada de tempo, ou sej a:
[3] X(t) ^ CVt
onde a constante C e indicativa da velocidade das trocas de fluido.
A fungao C pode ser aumentada utilizando uma combinagao de substancias quimicas. Por exemplo, antes da colocagao da membrana osmotica na rede de f ratura, e previsto um tratamento acido das faces da fratura para diminuir a "pele" entre as fraturas e a matriz da rocha. Alem disso, os surfactantes podem ser inj etados na rede de fratura para inverter a molhabilidade da rocha de oleo para agua. Ao injetar fluidos em redes de fratura natural, a maior parte deles tendera a escoar nas fraturas ma is condutivas. Isso pode resultar ηuma cobertura muito precaria do tratamento. A colocagao dos fluidos de tratamento (acido, surfactante, substancias quimicas para a membrana osmotica) no interior da rede de fratura pode se tornar ma is uniforme utilizando-se agentes "divergentes" tais como fibres, fluidos dilatantes ou fluidos gelificantes e fluidos viscoelasticos. Especies quimicas apropriadas para estabelecer a barreira osmotica em torno dos blocos de matriz conforme acima descrito podem ser encontradasf por exemplo, na patente americana acima referida No. 6.069.118, que descreve barreiras osmoticas para uma finalidade diferente· Conforme descrito na patente '118, ο efeito da natureza da especie quimica sobre a pressao osmotica e, teoricamente, irrelevante. Na pratica, ο tamanho e a carga eletrostatica da especie quimica especifica obviamente afetara ο fIuxo osmotico. A lista de possiveis materials que podem formar uma membrana adequada para a presente invengao e extensa. Contudo, ο habilitado na tecnica de quimica de membrana, trabalhando de comum acordo com um habilitado na tecnica de engenharia de reservatorios podera selecionar candidatos adequados para ο material de membrana, seguindo a orientagao geral provide no presente relatorio, os ensinamentos do estado da tecnica e estas diretrizes especificas·
As referencias seguintes sao uteis neste aspectο e foram incorporadas no pre sent e relatorio por referenda · H.P.Gregor e C·D.Gregor, Synthetic-Membrane Technology 239, Scientific American 112 (1978)； R.Durbin, Osmotic Flow and Water Across Permeable Cellulose Membranes, 44 J. General Physiol. 315 (I960)· As membranas preferidas da presente invengao devem possuir os seguintes atributos. Primeiramente7 a membrane deve ser molhavel em agua. Em segundo lugar, ο material da membrana uma vez depositado no lugar, deve compreender espagos de poro com tamanho suficiente para permitir pressoes capilares aceitaveis. Naturalmente, a membrana deve ser de facil formagao e ter uma boa relagao custo-benefίcio. Ε, obviamente, muitas consideragSes ma is especificas, conhecidas pelos profissionais habilitados nas tecnicas as quais se refere a presente invengao, orientarao ο engenheiro ou operador de ροςο no sentido de selecionar a membrana Candidata otima.
A membrana ideal e livremente permeavel a agua, porem impermeavel a todos os solutos, e ainda mais preferivelmente permeavel a oleo num sentido inverso ao da agua.
Muitos materials podem ser usados para former a membrana da presente invengao. Diversas composigoes de membrana adequadas mediante modificagao para uso de acordo com a presente invengao incluem as descritas na patente americana No - 5.041.225, e patente americana No · 4.851.395 (ambas aqui incorporadas) . Em especial, a patente 4.851.394 descreve membranas compreendendo compostos polihidroxi· Ambas patentes sao incorporadas por referenda. Galactomananas reticuladas com acido borico e acetato de celulose (comumente utilizadas em dialise) podem tambem formar membranas adequadas para uso na presente invengao.
Em uma concretizagao preferida da presente invengao, a membrana compreende compostos polihidroxi； em uma concretizagao especialmente preferida, a membrana compreende polietileno glicol. Outros tipos de materials sao tambem especialmente adequaclos: ex: JlOO consistindo de coloides/polimeros; J126 consistindo de
aluminosilicato e acido graxo; J47 8f um polimero de ami do; J84 f que e f lor de silica; e J418, po de silica — todos vendidos pela Schlumberger Dowell como aditivos de perda de fluidos, originalmente criados para uma finalidade separada, porem adequados para a presente invengao.
A membrana da presente invengao pode tambem ser preparada a partir de materials inorganicos. Uma membrana de hexacianoferrato de cobre pode ser formada atraves de inj egao sequencial de solugoes ou atraves de inj egao de uma solugao seguida pela difusao do soluto de uma segunda solugao. Sulfato de cobre e ferrocianeto de potassio sao conhecidos por reagirem quando em contato para former uma membrana de hexacianoferrato de cobre. Alem disso, os silicatos podem formar membranes adequadas para a presente invengao.
Na descrigao acima, para fins de ilustragao, diversos metodos e/ou procedimentos foram descritos numa ordem especifica· Deve-se considerar que em concretizagoes alternatives, os metodos e/ou procedimentos podem ser conduzidos numa ordem diferente da descrita. Portanto, embora as descrigoes detalhadas de uma ou ma is concretizag5es da invengao tenham si do apresentadas acima, diversas alternatives, modificagoes e equivalentes serao evidentes para ο habilitado na tecnica sem fugir do escopo da invengao. Alem disso, exceto quando claramente inapropriado ou observado expressamente de outra forma, deve-se considerar que as caracteristicas, dispositivos e/ou componentes de diferentes concretizagoes podem ser substituidos e/ou combinados. Assim, a descrigao acima nao deve ser considerada como limitando ο escopo da
invengao, que e definido pelas reivindicagoes em anexo.
Claims (15)
1. Metodo para aumentar a recuperagao de hidrocarbonetos de um reservatorio altamente fraturado, caracterizado pelo f ato de compreender as etapas de in j etar no reservatorio um fluido formador de membrane para former uma membrana sobre a superficie de pelo menos parte da formagao exposta, injetar no reservatorio um fluido para estabelecer um gradiente de potencial quimico atraves da membrana e deixar ο fluido penetrar na formagao atraves da membrana para aumentar a pressao no interior da formagao e forgar hidrocarboneto adicional da formagao-
2. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de ο fluido ser usado para aumentar a pressao do poro na formagao.
3. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo f ato de 〇 reservatorio altamente f raturado ser um reservatorio naturalmente fraturado·
4. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo f ato de ο reservatorio altamente f raturado ser um reservatorio de carbonato.
5. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo f ato de compreender a etapa de utilizer um fluido divergente ao inj etar ο fluido formador de membrana.
6. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de a etapa de inj etar ο fluido para estabelecer um gradiente de potencial quimico ser repetida uma ou ma is vezes para restabelecer ο gradiente de potencial quimico.
7. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de a etapa de inj etar ο fluido f ormador de membrana ser repetida uma ou mais vezes para restabelecer a membrana.
8. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de a etapa de inj etar ο fluido para estabelecer um gradiente de potencial quimico ser repetida uma ou mais vezes para restabelecer ο gradiente de potencial quimico e a etapa de inj etar ο fluido formador de membrana ser repetida uma ou mais vezes para restabelecer a membrana.
9. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a etapa de remover deposi?5es da superficie de formagao antes de injetar ο fluido formador de membrana.
10. Metodo, de acordo com a reivindicagao 9, caracterizado pelo fato de a etapa de remover deposig5es da superficie de formagao antes de injetar ο fluido formador de membrana incluir a etapa de injetar um acido na formagao.
11. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a etapa de alterar a molhabilidade da superficie de formagao antes de injetar ο fluido formador de membrana.
12. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de a etapa de alterar a molhabilidade da superficie de formagao antes de injetar ο fluido formador de membrana incluir a etapa de injetar um fluido transportador de surfactante.
13. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a etapa de utilizer agentes divergentes para melhorar ο fIuxo dos fluidos injetados no interior das fraturas na formagao.
14. Metodo, de acordo com a reivindicagao 13, caracterizado pelo fato de os agentes divergentes serem selecionados de fibres, agentes dilatantes ou agentes gelificantes ou surfactantes viscoelasticos.
15. Metodo, de acordo com a reivindicagao 1, caracterizado pelo fato de ο fluido formador de membrana compreender material selecionado do grupo consistindo de compostos de hidroxi, compostos de polihidroxi, polietileno glicol, galactomananas reticuladas com acido borico, acetato de celulose, silicatos e hexacianoferrato de cobre.
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