Análise técnico-econômica de métodos de injeção de microemulsão na recuperação avançada de petróleo

• Ano de defesa: 2017
• Autor(a) principal: Souza, Tamyris Thaise Costa de
• 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 ENGENHARIA QUÍMICA
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Tensoativo; Microemulsão; Recuperação avançada de petróleo; Viabilidade econômica de projeto
• Área do conhecimento CNPq: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA
• Link de acesso: https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/24659

Métodos de recuperação avançada de petróleo são utilizados com o objetivo de aumentar a produtividade de reservatórios nos quais, os métodos convencionais são pouco eficientes, ou mesmo como alternativa inicial para produção. Dentre esses métodos, existem os métodos térmicos, miscíveis e químicos. A utilização dos métodos químicos de recuperação avançada atua na alteração de propriedades físico-química rocha/fluido, diminuindo a saturação residual de óleo e aumentando o deslocamento de óleo no meio poroso. A injeção de fluidos químicos, como solução de polímero, solução de tensoativo e microemulsão, busca aumentar a viscosidade de fluido injetado, diminuir a tensão interfacial e aumentar a miscibilidade entre o fluido injetado e o óleo retido. Estudos nessa área mostram que fluidos químicos são considerados uma alternativa eficaz na produção de petróleo após a utilização de água ou gás como fluido de injeção. Neste trabalho foi avaliado a utilização de fluidos químicos (solução de tensoativo e microemulsão) na recuperação avançada de petróleo (EOR) com a Ultramina NP200 como tensoativo. Os sistemas microemulsionados foram compostos por: Ultramina NP200; n-Butanol; querosene e água de abastecimento local. Os sistemas microemulsionados (SM) foram caracterizados por medidas de diâmetro de partícula, tensão superficial, tensão interfacial e viscosidade. Nos testes de EOR, avaliou-se a influência da concentração de tensoativo injetado e a forma como a tensão superficial, interfacial e a viscosidade influenciam na recuperação de óleo cru (29º API). A utilização de solução de Ultramina NP200 conseguiu aumentar a capacidade de deslocamento de petróleo em relação a injeção de salmoura. Porém, a solução de tensoativo, apesar da alta concentração (25% m/m), obteve fator de recuperação inferior quando comparado a microemulsão, mesmo quando a concentração de matéria ativa é baixa (1,0% - m/m). O fator de recuperação aumentou com o aumento da concentração de tensoativo na microemulsão, porém esse crescimento foi significativo para a injeção de SM com até 6% (m/m) de tensoativo. Observou-se também que é possível alcançar resultados satisfatórios de recuperação injetando menores quantidades microemulsão, seguida de injeção de salmoura. A utilização do sistema microemulsionado com 6% tensoativo (SM4) com vazão de 0,5 mL/min, chegou a recuperação do óleo in place de 24,1% (%OOIPA) e recuperação total de 77,2% (%OOIPT). Na avaliação econômica, foi observado que a utilização de pequenos volumes de microemulsão, com maior concentração de tensoativo, pode resultar em um projeto mais viável, mediante análise do preço do barril de petróleo. No cenário atual (50 USD/bbl) é possível alcançar uma taxa interna de retorno (TIR) de 27% por injeção e 0,5Vp de SM3 e 2,5Vp de salmoura.