Adição de polímero em microemulsão: caracterização e efeito do seu uso no teste Eor

Após exaustão de sua energia natural, os reservatórios retêm elevadas quantidades de hidrocarbonetos. O emprego dos métodos convencionais está associado a operações de manutenção de pressão, o que acarreta num deslocamento de cerca de 30% do óleo, e isto se deve à elevada viscosidade do óleo e às el...

Nível de Acesso:openAccess
Publication Date:2019
Main Author: Feliciano, Nathália Oliveira
Orientador/a: Wanderley Neto, Alcides de Oliveira
Format: Dissertação
Language:por
Programa: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA
Assuntos em Português:
Áreas de Conhecimento:
Online Access:https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/27977
Citação:FELICIANO, Nathália Oliveira. Adição de polímero em microemulsão: caracterização e efeito do seu uso no teste Eor. 2019. 82f. Dissertação (Mestrado em Química) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2019.
Resumo Português:Após exaustão de sua energia natural, os reservatórios retêm elevadas quantidades de hidrocarbonetos. O emprego dos métodos convencionais está associado a operações de manutenção de pressão, o que acarreta num deslocamento de cerca de 30% do óleo, e isto se deve à elevada viscosidade do óleo e às elevadas tensões interfaciais existentes entre o fluido de injeção e o fluido a ser deslocado. A aplicação dos métodos de recuperação avançada de petróleo, portanto, se dá como forma de se aumentar o fator de recuperação de óleo resultante do emprego dos métodos convencionais de recuperação, uma vez que este método se baseia na redução de forças viscosas e capilares. Dentre os métodos de recuperação avançada, há os métodos térmicos, miscíveis e químicos. A aplicação dos métodos químicos se faz quando se deseja certa interação química entre os fluidos de injeção e o fluido a ser deslocado. Este trabalho tem como objetivo estudar sistemas microemulsionados (com e sem polímero em sua composição) para a recuperação avançada de petróleo, determinando os fenômenos de interface e viscosidade, e avaliando suas eficiências de recuperação. Para isso, tais sistemas foram caracterizados por medidas de tamanho de agregados, de viscosidade, de tensão superficial, de ângulo de contato e de recuperação de óleo. Os sistemas microemulsionados foram obtidos escolhendo-se pontos no diagrama pseudoternário, de seguinte composição: Ultranex Np 120 (tensoativo - T), butanol secundário (cotensoativo - C), heptano (fase oleosa - FO), água destilada (fase aquosa - FA) e o ácido poliacrílico (polímero), numa razão fixa de C/T = 1. Os sistemas escolhidos apresentam uma quantidade fixa de 5% m/m de FO, enquanto as quantidades de C/T e FA variam entre 35 e 60%. Já os sistemas com polímero em sua formulação foram obtidos com adição de 0,2% m/m do polímero.Os testes de EOR foram realizados utilizando-se testemunhos oriundos de rocha do tipo arenito da formação Botucatu e o petróleo é proveniente do campo de Ubarana, no Rio Grande do Norte. Uma comparação feita entre os resultados de tensão superficial e as medidas de viscosidade, mostrou que o deslocamento do óleo, para os sistemas sem polímero, se deve principalmente à ação interfacial, enquanto que, para os sistemas com polímero, a recuperação obtida se deve principalmente ao deslocamento mecânico. Além disso, todos os sistemas em estudo apresentaram resultados positivos para recuperação avançada, aumentando a molhabilidade do arenito, chegando a atingir 41% de recuperação do óleo original in place (% OOIP).
After exhaustion of its natural energy, the reservoirs retain high amounts of hydrocarbons. The use of conventional methods is associated with pressure maintenance operations, which leads to a displacement of about 30% of the oil and this is due to the high oil viscosity and the elevated interfacial tensions between the injection fluid and the fluid to be displaced. The application of improved oil recovery methods, therefore, is given as a way to increase the oil recovery factor resulting from the use of conventional recovery, since this method is based on the reduction of viscous and capillary forces. Among the improved recovery methods, there are thermal, miscible and chemical methods. The application of the chemical methods is done when a certain chemical interaction between the injection fluids and the fluid to be displaced is desired. This work aims to study microemulsion systems (with and without polymer in its composition) for the improved recovery of oil, determining the phenomena of interface and viscosity, and evaluating their recovery efficiencies. For this, these systems were characterized by measurements of aggregate size, viscosity, surface tension, contact angle and oil recovery. The microemulsion systems were obtained by choosing points in the Pseudoternary diagram, of the following composition: Ultranex Np 120 (Surfactant - T), secondary butanol (Co-surfactant - C), heptane (oil phase - FO), distilled water (aqueous phase - FA) and polyacrylic acid (polymer), in a fixed ratio of C/T = 1. The chosen systems have a fixed quantity of 5% m/m FO, while the quantities of C/T and FA vary between 35 and 60%. The systems with polymer in its formulation were obtained with the addition of 0.2% m/m of the polymer. The IOR tests were carried out using plugs from sandstone rock from the Botucatu formation and the oil from the Ubarana field in Rio Grande do Norte. A comparison made between the surface tension results and the viscosity measurements showed that the oil displacement, for the systems without polymer, is mainly due to interfacial action, while for the systems with polymer, the recovery obtained is mainly due to mechanical displacement. In addition, all the systems under study presented positive results for improved recovery, increasing the wettability of sandstone, reaching 41% of original oil in place recovery (% OOIP).