Estudo paramétrico do processo de injeção de solventes em poços horizontais para reservatórios de óleos pesados

The world has many types of oil that have a range of values of density and viscosity, these are characteristics to identify whether an oil is light, heavy or even ultraheavy. The occurrence of heavy oil has increased significantly and pointing to a need for greater investment in the exploitation of deposits and therefore new methods to recover that oil. There are economic forecasts that by 2025, the heavy oil will be the main source of fossil energy in the world. One such method is the use of solvent vaporized VAPEX which is known as a recovery method which consists of two horizontal wells parallel to each other, with a gun and another producer, which uses as an injection solvent that is vaporized in order to reduce the viscosity of oil or bitumen, facilitating the flow to the producing well. This method was proposed by Dr. Roger Butler, in 1991. The importance of this study is to analyze how the influence some operational reservoir and parameters are important in the process VAPEX, such as accumulation of oil produced in the recovery factor in flow injection and production rate. Parameters such as flow injection, spacing between wells, type of solvent to be injected, vertical permeability and oil viscosity were addressed in this study. The results showed that the oil viscosity is the parameter that showed statistically significant influence, then the choice of Heptane solvent to be injected showed a greater recovery of oil compared to other solvents chosen, considering the spacing between the wells was shown that for a greater distance between the wells to produce more oil

Estudo paramétrico do processo de injeção de solventes em poços horizontais para reservatórios de óleos pesados

The world has many types of oil that have a range of values of density and viscosity, these are characteristics to identify whether an oil is light, heavy or even ultraheavy. The occurrence of heavy oil has increased significantly and pointing to a need for greater investment in the exploitation of deposits and therefore new methods to recover that oil. There are economic forecasts that by 2025, the heavy oil will be the main source of fossil energy in the world. One such method is the use of solvent vaporized VAPEX which is known as a recovery method which consists of two horizontal wells parallel to each other, with a gun and another producer, which uses as an injection solvent that is vaporized in order to reduce the viscosity of oil or bitumen, facilitating the flow to the producing well. This method was proposed by Dr. Roger Butler, in 1991. The importance of this study is to analyze how the influence some operational reservoir and parameters are important in the process VAPEX, such as accumulation of oil produced in the recovery factor in flow injection and production rate. Parameters such as flow injection, spacing between wells, type of solvent to be injected, vertical permeability and oil viscosity were addressed in this study. The results showed that the oil viscosity is the parameter that showed statistically significant influence, then the choice of Heptane solvent to be injected showed a greater recovery of oil compared to other solvents chosen, considering the spacing between the wells was shown that for a greater distance between the wells to produce more oil

Injeção de vapor e solvente como um método de recuperação avançada em reservatório avançada em reservatórios de óleo pesado

Currently a resource more and more used by the petroleum industry to increase the efficiency of steam flood mechanism is the addition of solvents. The process can be understood as a combination of a thermal method (steam injection) with a miscible method (solvent injection), promoting, thus, the reduction of interfacial tensions and oil viscosity. The use of solvent alone tends to be limited because of its high cost. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a zone of low viscosity between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method, a numerical study of the process was done contemplating the effects of some operational parameters (distance between wells, injection steam rate, kind of solvent and injected solvent volume)on the accumulated production of oil, recovery factor and oil-steam rate. Semisynthetic models were used in this study but reservoir data can be extrapolated for practical applications situations on Potiguar Basin. Simulations were performed in STARS (CMG, 2007.11). It was found that injected solvent volumes increased oil recovery and oil rates. Further the majority of the injected solvent was produced and can be recycled

Análise paramétrica da injeção de vapor e solvente em reservatórios de óleo pesado

A significant fraction of the hydrocarbon reserves in the world is formed by heavy oils. From the thermal methods used to recovery these resources, Steamflooding has been one of the main economically viable alternatives. In Brazil, this technology is widely used by Petrobras in Northeast fields. Latent heat carried by steam heats the oil in the reservoir, reducing its viscosity and facilitating the production. In the last years, an alternative more and more used by the oil industry to increase the efficiency of this mechanism has been the addition of solvents. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a low viscosity zone between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method and investigate its applicability in reservoirs with properties similar to those found in Potiguar Basin, a numerical study was done to analyze the influence of some operational parameters (steam injection rate, injected solvent volume and solvent type) on oil recovery. Simulations were performed in STARS ("Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator"), a CMG ("Computer Modelling Group") program, version 2009.10. It was found that solvents addition to the injected steam not only anticipated the heated oil bank arrival to the producer well, but also increased the oil recovery. Lower cold water equivalent volumes were required to achieve the same oil recoveries from the models that injected only steam. Furthermore, much of the injected solvent was produced with the oil from the reservoir

Injeção de vapor e solvente como um método de recuperação avançada em reservatório avançada em reservatórios de óleo pesado

Currently a resource more and more used by the petroleum industry to increase the efficiency of steam flood mechanism is the addition of solvents. The process can be understood as a combination of a thermal method (steam injection) with a miscible method (solvent injection), promoting, thus, the reduction of interfacial tensions and oil viscosity. The use of solvent alone tends to be limited because of its high cost. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a zone of low viscosity between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method, a numerical study of the process was done contemplating the effects of some operational parameters (distance between wells, injection steam rate, kind of solvent and injected solvent volume)on the accumulated production of oil, recovery factor and oil-steam rate. Semisynthetic models were used in this study but reservoir data can be extrapolated for practical applications situations on Potiguar Basin. Simulations were performed in STARS (CMG, 2007.11). It was found that injected solvent volumes increased oil recovery and oil rates. Further the majority of the injected solvent was produced and can be recycled

Análise paramétrica da injeção de vapor e solvente em reservatórios de óleo pesado

A significant fraction of the hydrocarbon reserves in the world is formed by heavy oils. From the thermal methods used to recovery these resources, Steamflooding has been one of the main economically viable alternatives. In Brazil, this technology is widely used by Petrobras in Northeast fields. Latent heat carried by steam heats the oil in the reservoir, reducing its viscosity and facilitating the production. In the last years, an alternative more and more used by the oil industry to increase the efficiency of this mechanism has been the addition of solvents. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a low viscosity zone between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method and investigate its applicability in reservoirs with properties similar to those found in Potiguar Basin, a numerical study was done to analyze the influence of some operational parameters (steam injection rate, injected solvent volume and solvent type) on oil recovery. Simulations were performed in STARS ("Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator"), a CMG ("Computer Modelling Group") program, version 2009.10. It was found that solvents addition to the injected steam not only anticipated the heated oil bank arrival to the producer well, but also increased the oil recovery. Lower cold water equivalent volumes were required to achieve the same oil recoveries from the models that injected only steam. Furthermore, much of the injected solvent was produced with the oil from the reservoir

Estudo do processo de drenagem gravitacional do óleo assistido com injeção de vapor e solvente

Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais estão se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a indústria do petróleo para desenvolver mais reservatórios não convencionais. Os recursos mundiais de betume e óleo pesado são estimados em 5,6 trilhões de barris, dos quais 80% estão localizados na Venezuela, Canadá e EUA. Um dos métodos para explorar estes hidrocarbonetos é o processo de drenagem gravitacional assistido com injeção de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo são utilizados dois poços horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservatório e um injetor de vapor e solvente no topo do reservatório. Este processo é composto por um método térmico (injeção de vapor) e um método miscível (injeção de solvente) com a finalidade de causar a redução das tensões interfaciais e da viscosidade do óleo ou betume. O objetivo deste estudo é analisar a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, distância vertical entre os poços, porcentagem de solvente injetado e vazão de injeção de vapor sobre o fator de recuperação para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados através de simulações concretizadas no módulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2010.10, onde as interações entre os parâmetros operacionais, estudados em um modelo homogêneo com características de reservatórios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recuperação ocorreram para níveis máximos do percentual de solvente injetado e da distância vertical entre os poços. Observou-se também que o processo será rentável dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

Estudo do processo de drenagem gravitacional do óleo assistido com injeção de vapor e solvente

Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais estão se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a indústria do petróleo para desenvolver mais reservatórios não convencionais. Os recursos mundiais de betume e óleo pesado são estimados em 5,6 trilhões de barris, dos quais 80% estão localizados na Venezuela, Canadá e EUA. Um dos métodos para explorar estes hidrocarbonetos é o processo de drenagem gravitacional assistido com injeção de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo são utilizados dois poços horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservatório e um injetor de vapor e solvente no topo do reservatório. Este processo é composto por um método térmico (injeção de vapor) e um método miscível (injeção de solvente) com a finalidade de causar a redução das tensões interfaciais e da viscosidade do óleo ou betume. O objetivo deste estudo é analisar a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, distância vertical entre os poços, porcentagem de solvente injetado e vazão de injeção de vapor sobre o fator de recuperação para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados através de simulações concretizadas no módulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2010.10, onde as interações entre os parâmetros operacionais, estudados em um modelo homogêneo com características de reservatórios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recuperação ocorreram para níveis máximos do percentual de solvente injetado e da distância vertical entre os poços. Observou-se também que o processo será rentável dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

Efeito da perda de carga e calor no poço injetor no processo de drenagem gravitacional assistido com vapor e solvente

Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection

Avaliação da temperatura de cristalização da parafina em sistemas: parafina, solvente e tensoativo

The formation of paraffin deposits is common in the petroleum industry during production, transport and treatment stages. It happens due to modifications in the thermodynamic variables that alter the solubility of alkanes fractions present in petroleum. The deposition of paraffin can provoke significant and growing petroleum losses, arriving to block the flow, hindering to the production. This process is associated with the phases equilibrium L-S and the stages and nucleation, growth and agglomeration the crystals. That process is function of petroleum intrinsic characteristics and temperature and pressure variations, during production. Several preventive and corrective methods are used to control the paraffin crystallization, such as: use of chemical inhibitors, hot solvents injection, use of termochemistry reactions, and mechanical removal. But for offshore exploration this expensive problem needs more investigation. Many studies have been carried through Wax Appearance Temperature (WAT) of paraffin; therefore the formed crystals are responsible for the modification of the reologics properties of the oil, causing a lot off operational problems. From the determination of the WAT of a system it is possible to affirm if oil presents or not trend to the formation of organic deposits, making possible to foresee and to prevent problems of wax crystallization. The solvent n-paraffin has been widely used as fluid of perforation, raising the production costs when it is used in the removal paraffin deposits, needing an operational substitute. This study aims to determine the WAT of paraffin and the interference off additives in its reduction, being developed system paraffin/solvent/surfactant that propitiates the wax solubilization. Crystallization temperatures in varied paraffin concentrations and different solvents were established in the first stage of the experiments. In the second stage, using the methodology of variation of the photoelectric signal had been determined the temperature of crystallization of the systems and evaluated the interferences of additives to reduction of the WAT. The experimental results are expressed in function of the variations of the photoelectric signals during controlled cooling, innovating and validating this new methodology to determine WAT, relatively simple with relation the other applied that involve specific equipments and of high cost. Through the curves you differentiate of the results had been also identified to the critical stages of growth and agglomeration of the crystals that represent to the saturation of the system, indicating difficulties of flow due to the increase of the density

Efeito da perda de carga e calor no poço injetor no processo de drenagem gravitacional assistido com vapor e solvente

Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection

Obtenção de biodiesel por transesterificação enzimática de óleo de soja com etanol empregando t-butanol como solvente

Neste estudo foi investigada a alcoólise enzimática do óleo de soja com etanol, utilizando t-butanol como solvente e enzimas imobilizadas Lipozyme TL IM, Lipozyme RM IM e Novozym 435 como catalisadores. As reações foram realizadas em um reator batelada fechado acoplado a um condensador e com constante agitação. Foram avaliadas a influência do t-butanol, do tipo de enzima utilizada, da razão molar álcool/óleo e da temperatura no rendimento em biodiesel. A etanólise do óleo de soja por sucessivas adições de álcool foi investigada e as melhores condições foram obtidas em presença de t-butanol, razão molar etanol/óleo igual a 3, temperatura de 50C e 5% (m/m) de Novozym 435. Nas reações conduzidas em presença de t-butanol não foram observadas diferenças significativas entre a adição direta e a escalonada do álcool. Os efeitos da adição de álcool só foram observados na ausência de t-butanol. O rendimento máximo em ésteres etílicos atingido foi cerca de 66% após 4h de reação com Novozym 435 na presença de solvente.

Resistência à flexão e microestrutura de vidro-cerâmicas feldspáticas processadas por injeção em moldes à alta temperatura

Enquanto os métodos tradicionais de processamento de restaurações cerâmicas tornaram-se notórios por sua complexidade, as técnicas mais modernas vêm privilegiando a simplicidade de execução e a automação. Dentre estas, destaca-se a injeção em moldes, que recentemente, foi associada a métodos CAD-CAM. Estudos anteriores demonstraram a viabilidade de utilização de um vidro feldspático de baixa expansão térmica, Alpha (Vita Zahnfabrik), para injeção, porém, faltam informações quanto às propriedades mecânicas e a microestrutura deste material quando submetido à injeção. Os objetivos deste estudo são: produzir pastilhas vidrocerâmicas para injeção a quente a partir de Alpha e da mistura deste vidro com partículas de alumina e zircônia; avaliar a resistência à flexão dos materiais processados, e compará-la a um material compatível existente no mercado (PM9 - Vita Zahnfabrik); estudar a estrutura microscópica dos materiais e correlacioná-la com suas propriedades mecânicas; identificar por meio de difração de raios X a formação de fases cristalinas durante as diferentes etapas de processamento. A injeção aumentou a resistência do vidro Alpha devido à redução na quantidade e tamanho dos defeitos internos, principalmente porosidades. Apesar de ter sido observada nucleação de cristais nos dois materiais, durante o processamento, não foi possível determinar de que forma este fenômeno afetou as propriedades mecânicas dos materiais. Não foi detectada alteração no padrão de distribuição das fases cristalinas observadas em microscópio eletrônico de varredura antes e depois da injeção. Não foi verificada diferença estatística significante entre a resistência à flexão de Alpha injetado e PM9. A adição de partículas de alumina e zirconia ao vidro Alpha provocou redução da resistência, devido à formação de aglomerados durante a confecção das pastilhas e a incapacidade da injeção em dispersá-los. Tais aglomerados funcionaram como concentradores de tensões, enfraquecendo o material.

Avaliação da influência da interação polímero-solvente sobre a porosidade de copolímeros de acrilonitrila e divinilbenzeno obtidos por polimerização em suspensão

Neste trabalho, copolímeros à base de acrilonitrila e divinilbenzeno foram sintetizados, utilizando a técnica de polimerização em suspensão, na presença de três agentes porogênicos diferentes (álcool isoamílico, metil-etil-cetona e tolueno). Esses copolímeros foram caracterizados por meio da determinação da densidade aparente, do volume e diâmetro de poros, por microscopia ótica e microscopia eletrônica de varredura e foram avaliados quanto à capacidade de inchamento em heptano e tolueno. O principal intuito dessa pesquisa foi correlacionar a formação da estrutura porosa desses materiais com os principais parâmetros de síntese (grau de diluição dos monômeros, poder solvatante do diluente e teor do agente de reticulação). Desses parâmetros, o que mais influenciou na formação da estrutura porosa desses materiais foi o poder solvatante do diluente. A teoria dos parâmetros de solubilidade de Hansen e Hildebrand foi utilizada com o intuito de fazer uma previsão das características porosas dos copolímeros à base de acrilonitrila e divinilbenzeno sintetizados na presença de três diluentes diferentes. Dentre esses diluentes, o álcool isoamílico foi o pior solvente para os copolímeros de AN-DVB, em todos os teores de agente de reticulação e em todas as diluições utilizadas. O tolueno foi o melhor solvente para os copolímeros que contêm altos teores de agente de reticulação. Estas observações estão de acordo com as previsões dos parâmetros de solubilidade de Hansen e Hildebrand. A metil-etil-cetona foi o melhor solvente para os copolímeros que contêm teores intermediários de agente de reticulação. Esta observação só está condizente com o parâmetro de solubilidade de Hansen.

Programação metabólica do testículo pelo tratamento com injeção de leptina em ratos nos primeiros dias de vida

A leptina tem um papel importante na regulação do sistema reprodutivo além de seu papel principal na regulação do peso corporal e ingestão alimentar. O objetivo deste estudo foi avaliar o efeito da administração de leptina durante o período neonatal na função testicular da prole adulta. Vinte e quatro filhotes de 12 mães foram divididos em 2 grupos: Grupo leptina: injetados com 50 L de leptina (80ng/gPC, subcutânea) nos primeiros 10 dias de vida e Grupo Controle: injetados com o mesmo volume de solução salina. Todos os animais foram sacrificados aos 90 dias de vida. Parâmetros analisados: consumo alimentar, massa corporal, crescimento linear, data de início da puberdade, perfil lipídico, níveis séricos de estradiol e testosterona, expressão gênica (PCR em tempo real) e expressão proteica (Western blot) de ObRa, OBRb, aromatase, AR, ER, morfometria testicular, número, morfologia e viabilidade de espermatozoides. Os dados foram expressos como média erro padrão. A significância estatística foi determinada pelo teste t de Student. A Injeção de leptina levou a uma redução (p≤0,008) no consumo alimentar a partir do dia 26 ao 40 e do dia 70 em diante, enquanto que a massa corporal (p≤0,03) e o crescimento linear (p≤0,05) foram reduzidos do dia 26 até o dia 45. O peso da hipófise (p≤0,0006), hipotálamo (p≤0,01), próstata (p≤0,003), testículo (p≤0,008) e epidídimo (p≤0,004) e bexiga (p≤0,009) foram significativamente reduzidos pela injeção de leptina. A Injeção de leptina adiantou o início da puberdade (C=45,0 0,3; L=41,6 0,3; dias, P≤0,0001). Em relação ao perfil lipídico, a administração de leptina gerou um aumento nos níveis séricos de TG (C= 116,5 15,9; L=172,6 19,7; ng/dL, P≤0,05) e uma redução nos níveis de HDL (C=33 1,5; L = 24 3,5; ng/dL, P≤0,02). Os níveis séricos de testosterona também foram reduzidos pela leptina (C=5,2 1,0; L=1,1 0,3; ng/mL, P≤0,003). Todos os genes avaliados por PCR em tempo real mostraram um aumento na sua expressão: Obra (C=0,32 0,04; L=0,69 0,16; P≤0,04), OBRb (C=0,37 0,06; L=0,71 0,16; P≤0,03), AR (C=0,28 0,02; L=0,71 0,16; P≤0,02), Aromatase (C=0,31 0,04; L=0,53 0,09; P≤0,04), ER-α (C=0,79 0,03; L=0,93 0,03; P≤0,01), ER-β (C=0,29 0,03; L=0,73 0,16; P≤ 0,02). Por outro lado, a expressão proteica de OBR (C=4,4 0,29; L=6,6 0,84; P≤0,05), ER-α (C=0,4 0,02; L=0,6 0,05; P≤0,03) e aromatase (C=0,4 0,03; L=0,5 0,02; P≤0,04) aumentaram, enquanto que a expressão proteica de AR (C=0,16 0,01; L=0,09 0,01; P≤0,009) foi reduzida pela administração de leptina. A análise morfométrica mostrou que a leptina levou a um aumento da área total do túbulo seminífero (C=64,6 3,1; L=56,1 2,1;μm, P≤0,01), aumento da área luminal (C=40,6 2,3; L= 48,7 0,9; μm P≤ 0,004) e na altura do epitélio (C=21,5 1,2; L=24,6 1,1; μm, P≤0,03), enquanto que o comprimento do túbulo seminífero foi reduzido no grupo tratado (C=2200 350; L= 1100 110;cm, P≤0,006). A administração de leptina levou a um aumento no número total de espermatozoides (C=20x107 2x107; L=30x107 5x107;Cls/mL, P≤0,009) e no número de anormalidades (C=40,6 1,9; L=45,8 1,2, P≤0,049). Podemos concluir que a leptina tem um papel importante na morfologia e função testicular. A leptina parece ter efeito direto neste tecido uma vez que a expressão gênica e proteica de OBR, AR, ER e aromatase foram alterados pela administração da leptina.