Microemulsões e nanoemulsões com constituintes Álcali-Surfactante-Polímero aplicados na recuperação avançada de petróleo

• Ano de defesa: 2018
• Autor(a) principal: Viana, Flávia Freitas
• Orientador(a): Dantas, Tereza Neuma de Castro
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Programa de Pós-Graduação: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Álcali; Surfactante; Polímero; Microemulsão; Nanoemulsão; Recuperação avançada de petróleo
• Área do conhecimento CNPq: CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::QUIMICA
• Link de acesso: https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/26627

A recuperação primária e secundária de petróleo só conseguem extrair, em média, 30 % do óleo descoberto, sendo assim importante a aplicação da recuperação avançada de petróleo (EOR) visando aumentar a produtividade dos reservatórios. Dentre os métodos especiais de recuperação de petróleo, destaca-se o método químico, no qual são injetados componentes, como surfactantes, microemulsões, polímeros e soluções alcalinas, com a finalidade de aumentar e facilitar o deslocamento do óleo da rocha reservatório. A combinação de polímero, surfactante e álcali em um mesmo banco de fluido, conhecido como método álcali-surfactante-polímero (ASP) apresenta características favoráveis para aplicação em EOR. Neste trabalho, sistemas multicomponentes microemulsionados e nanoemulsionados com constituintes ASP foram desenvolvidos para aplicação na inversão da molhabilidade de rocha reservatório e na EOR. Através dos diagramas pseudoternários obtidos na região rica em fase aquosa foi selecionado um ponto de microemulsão (WIV), com a seguinte composição: 15 % C/T (razão C/T de 0,5), 0,5 % FO e 84,5 % de FA com água destilada ou solução de 1,5 % de álcali. O carbonato de sódio foi utilizado como agente alcalinizante e, posteriormente, 0,6 % de três polímeros comerciais de poliacrilamida na fase aquosa foram aplicados na obtenção de novas microemulsões. Com pontos de microemulsão ASP, pelo método de diluição, foram formuladas nanoemulsões com baixas concentrações de insumos, contendo 1,5 % de C/T, 0,05 % de FO e 98,39 % de FA contendo 1,5 % de Na2CO3 e 0,06 % de polímero. As microemulsões e nanoemulsões foram caracterizadas através do diâmetro de gotículas médio, a dimensão máxima e formato dos agregados micelares, potencial hidrogeniônico, tensão superficial, viscosidade e comportamento reológico utilizando modelos matemáticos e, por fim, aplicados na inversão de molhabilidade e na EOR em rocha arenítica Botucatu. Os tamanhos de gotículas apresentaram valores característicos de agregados micelares, a dimensão máxima foi de 4,2 nm e os formatos das micelas foram do tipo elipse oblato, esfera e esfera oca. O pH confirmou um valor alcalino (pH de 10,0 ± 0,5) e a tensão superficial foi reduzida, com valores abaixo de 35,0 mN/m a 25 ± 1 °C. Para as microemulsões sem polímero e as nanoemulsões o comportamento reológico foi do tipo newtoniano, já para as demais microemulsões o modelo reológico matemático foi de fluidos não newtonianos. A viscosidade das microemulsões com polímeros, foram de 19 a 41 cP, a 25 ± 1 °C, todas maiores que a do petróleo médio (29,3 °API) presente na rocha reservatório Botucatu, que apresenta valor de 14,5 cP. Todos os sistemas formulados deixaram a rocha molhável à água, sendo eficientes na inversão de molhabilidade, favorecendo o desalojamento do óleo. Os resultados de recuperação comprovaram a eficiência de varrido e de deslocamento das microemulsões e nanoemulsões, fornecendo recuperações totais do óleo variando de 65 % a 97 %.