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

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...

Nível de Acesso:openAccess
Publication Date:2018
Main Author: Viana, Flávia Freitas
Orientador/a: Dantas, Tereza Neuma de Castro
Co-advisor: Rossi, Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira
Format: Tese
Language:por
Programa: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA
Assuntos em Português:
Áreas de Conhecimento:
Online Access:https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/26627
Citação:VIANA, Flávia Freitas. Microemulsões e nanoemulsões com constituintes Álcali-Surfactante-Polímero aplicados na recuperação avançada de petróleo. 2018. 208f. Tese (Doutorado em Química) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2018.
Resumo Português: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 %.
The primary and secondary oil recovery can only extract, on average, 30 % of the oil discovered, so it is important to apply advanced oil recovery (EOR) to increase the productivity of the reservoirs. Among the special methods of oil recovery, we emphasize the chemical method in which components such as surfactants, microemulsions, polymers and alkaline solutions are injected with the intent of increasing and facilitating the displacement of the oil from the reservoir rock. The combination of polymer, surfactant and alkali on the same fluid bank known as the alkali-surfactant-polymer method (ASP) has favorable characteristics for EOR application. In this work, microemulsified and nanoemulsified multicomponent systems with ASP constituents were developed for application in the inversion of reservoir rock wettability and EOR. By means of the pseudo-ternary diagrams obtained in the aqueous phase rich region, a microemulsion point (WIV) was selected, with the following composition: 15 % C/S (C/S ratio of 0.5), 0.5 % OP and 84,5 % AP, with distilled water or 1.5 % alkali solution. The sodium carbonate was used as an alkalizing agent and subsequently 0.6 % of three commercial polyacrylamide polymers in the aqueous phase were applied to obtain new microemulsions. With the ASP microemulsion points, by the dilution method, nanoemulsions were formulated with low concentrations of inputs, containing 1.5 % C/S, 0.05 % OP and 98.39 % AP containing 1.5 % Na2CO3 and 0.06 % polymer. The microemulsions and nanoemulsions were characterized by the mean droplet diameter, the maximum size and shape of the micellar aggregates, potential of hydrogen, surface tension, viscosity and rheological behavior using mathematical models and, finally, applied in the inversion of wettability and EOR in Botucatu sandstone. The droplet sizes showed characteristic values of micellar aggregates, the maximum dimension was 4.2 nm and the micelles formats were oblate ellipse, sphere and hollow sphere. The pH confirmed an alkaline value (pH of 10.0 ± 0.5) and the surface tension was reduced, with values below 35.0 mN/m at 25 ± 1 ° C. For the microemulsions without polymer and the nanoemulsions the rheological behavior was newtonian type, and for the others microemulsions the mathematical rheological model was of non newtonian fluids. The viscosity of the microemulsions with polymers were from 19 to 41 cP at 25 ± 1 °C, all higher than the average oil (29.3 °API) present in the Botucatu sandstone, which presents a value of 14.5 cP. All the formulated systems left the rock water wettable, being efficient in the inversion of wettability, favoring the dislodging of the oil. The recovery results have proven the efficiency of sweeping and displacement of microemulsions and nanoemulsions, providing total oil recoveries range from 65 % to 97 %.