BRPI0802390A2 - composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado - Google Patents

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Abstract

COMPOSIçãO DE MICROEMULSãO E MéTODO PARA RECUPERAçãO AVANçADA DE PETRóLEO PESADO. A presente invenção descreve uma composição de microemulsão que compreende uma mistura de uma combinação de tensoativos e cotensoativos, uma fase oleosa e uma fase aquosa; e um método para recuperação avançada de petróleo pesado que compreende etapas de: injeção de um banco contendo a dita composição de microemulsão, injeção de um banco de uma solução polimérica, e injeção de água. Essa composição de microemulsão pode ser aplicada em reservatórios areníticos e carbonáticos, contendo óleos com valores inferiores a 22,30 API, em campos terrestres e marítimos.

Description

COMPOSIÇÃO DE MICROEMULSÃO E MÉTODO PARARECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PESADO
CAMPO DA INVENÇÃO
A presente invenção está inserida no campo das composiçõesquímicas aplicadas em técnicas para recuperação de petróleo. Maisespecificamente, a presente invenção descreve uma composição demicroemulsão e um método que emprega a dita composição narecuperação avançada de petróleo pesado.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO
Grande parte do volume de óleo originalmente existente em umajazida de petróleo permanece na rocha-reservatório sem ser recuperada,mesmo após o uso dos chamados métodos convencionais de recuperaçãode petróleo, tais como a injeção de água e a injeção imiscível de gás.
No caso de reservatórios cujos óleos são muito viscosos, autilização destes métodos de recuperação não apresenta resultadossatisfatórios. A alta viscosidade do óleo dificulta o seu movimento dentrodo meio poroso enquanto que o fluido injetado, água ou gás, tem umamobilidade muito maior, resultando em baixas eficiências de varrido e porconseqüência uma recuperação adicional normalmente muito baixa oupraticamente inexistente. Da mesma forma, altas tensões interfaciais entrea água e o óleo geram retenções de grandes quantidades de óleo naregião invadida pela água. O fluido injetado não consegue retirar o óleodos poros do reservatório dando como resultado baixas eficiências dedeslocamento.
Esses são os dois principais aspectos que interferem nos processosde deslocamento de fluido por fluido e conseqüentemente são os pontosde atuação dos métodos especiais de recuperação, também chamados demétodos de recuperação avançada, que podem ser separados emmétodos térmicos, químicos e biológicos. Dentre os métodos químicosutilizados para melhorar o fator de recuperação de reservatórios bastantevarridos por água, destaca-se a injeção de microemulsões como atecnologia com grande potencial de recuperação.
O estado da técnica contém diversos exemplos de como funcionamesses métodos de recuperação, como a patente norte-americana US 3,983,940 que descreve uma composição e um método de injeção demicroemulsão em reservatório para recuperação de petróleo. Amicroemulsão proposta contém um óleo, refinado ou cru, uma fase aquosa(solução salina na concentração de 2,5%) e um ortoxileno sulfonato comosurfactante.
Outro exemplo pode ser citado pela patente norte-americana US4,008,769 que descreve um método de recuperação avançada de petróleode uma formação subterrânea pela injeção de uma microemulsão quecompreende uma fase aquosa contendo ácidos orgânicos neutralizadosextraídos do petróleo, além de um óleo e um co-surfactante.
A patente norte-americana US 4,240,504 descreve um método derecuperação avançada de petróleo onde duas fases imiscíveis (umamicroemulsão e uma aquosa) são injetadas simultaneamente na formaçãosubterrânea.
O estado da técnica com relação a métodos de recuperaçãoavançada de petróleo empregando microemulsões é vasto, entretantonecessita-se ainda de uma solução técnica para uma composição demicroemulsão que seja viável economicamente para a recuperação deóleos pesados.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
A presente invenção descreve uma composição de microemulsãopara recuperação avançada de petróleo pesado, que compreende umamistura de:
- uma combinação de tensoativos e co-tensoativos;
- uma fase oleosa; e - uma fase aquosa.O interesse em microemulsões é baseado principalmente na altacapacidade de solubilização de compostos hidrofílicos e hidrofóbicos, nasua grande área interfacial e na tensão interfacial ultra-baixa. Para suapreparação é requerida baixa energia, pois sua formação é espontânea eas suas características podem ser controladas pela temperatura esalinidade.
De acordo com uma metodologia preferida, um banco contendo acomposição de microemulsão da presente invenção é injetado numreservatório contendo óleos pesados por meio de poços injetores seguidode um banco de uma solução polimérica. Por fim, o banco de soluçãopolimérica é deslocado por meio de injeção de água enquanto o óleopesado é recuperado por meio de poços produtores.
A injeção de microemulsão pode ser aplicada a uma grandevariedade de condições de reservatórios e em geral, é empregada emtodos os locais onde se utiliza a injeção de água e ainda naqueles onde ainjeção de água não é recomendada por causa da dificuldade demobilidade, como no caso de reservatórios de óleos pesados.
A composição de microemulsão aplicada de acordo com o métododescrito na presente invenção é capaz de deslocar pelo menos 40% doóleo residual contido nos reservatórios após a aplicação de métodosconvencionais de recuperação, podendo aumentar o fator de recuperaçãofinal para valores próximos de 80%. A presente invenção tem como campode aplicação reservatórios de óleos pesados (valores inferiores a 22,3°API) em campos terrestres e marítimos.
BREVE DESCRIÇÃO DO DESENHO
A composição de microemulsão para recuperação avançada depetróleo pesado, objeto da presente invenção, será melhor percebida apartir da descrição detalhada que se fará a seguir, a mero título deexemplo, associada ao desenho abaixo referenciado, o qual é parteintegrante do presente relatório.A FIGURA 1 anexa ilustra a dispersão dos componentes damicroemulsão para recuperação avançada de petróleo pesado.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
Uma microemulsão pode ser definida como uma dispersão degotículas de um líquido (por exemplo, um óleo) em um segundo líquidoimiscível (por exemplo, água) e estabilizada por um filme interfacial demoléculas de tensoativo. O diâmetro das gotas de uma microemulsão estácompreendido em uma faixa de valores entre 10 nm a 100 nm.
Geralmente, além do tensoativo propriamente dito, o filme interfacialcompreende um co-tensoativo, cuja função é diminuir a tensão interfacialpara valores abaixo dos limites proporcionados pelo emprego dotensoativo sozinho. A dispersão assim formada é oticamente transparentee termodinamicamente estável, dispensando a aplicação de energiaadvinda de agitação para a formação e manutenção de suascaracterísticas. Além disso, a formação de uma microemulsão éindependente da ordem de mistura dos componentes, entretanto, requeruma alta concentração de tensoativo/co-tensoativo, baixa tensão interfaciale um balanço hidrofílico-lipofílico adequado.
A recuperação de petróleos por injeção de água em reservatórios; eprocesso bastante conhecido no estado da técnica, possui baixa eficiênciaem reservatórios de petróleos pesados devido á diferença de mobilidadeentre a água e o óleo. Com a adição de produtos tensoativos, sob a formade microemulsão a recuperação é melhorada em decorrência da reduçãoda tensão interfacial e da alteração da molhabilidade do meio poroso. Maspara que esse processo atinja seu objetivo com eficiência algunsparâmetros devem ser observados, entre eles a estabilidade ecompatibilidade entre a microemulsão e os fluidos do reservatório, aadsorção do tensoativo no meio poroso e a viscosidade.
Assim, a presente invenção descreve uma composição demicroemulsão para recuperação avançada de petróleo pesado, ou seja,petróleo na faixa de valores inferiores a 22,3° API, que compreende umamistura dos seguintes componentes dispersos de acordo com a Figura 1:
- uma combinação de tensoativos (1) e co-tensoativos (2);
- uma fase oleosa (3); e - uma fase aquosa (4).
O tensoativo (1) utilizado pode ser formado por uma ou maissubstâncias que podem ser selecionadas entre: um álcool láurico etoxilado(ALE) e um lauril éter sulfato de sódio (LSS). O co-tensoativo (2) utilizadopode ser selecionado entre o n-butanol e o sec-butanol.
A relação entre o co-tensoativo (2) e o tensoativo (1) pode variarentre 0,5 e 1,0 para manter a composição de microemulsão estávelperante a salinidade apresentada em um determinado reservatório de óleoque se deseja recuperar. A quantidade da combinação de tensoativos (1) eco-tensoativos (2) adicionada na composição tem porcentagem em volume em relação ao volume total da composição de microemulsãocompreendida numa faixa de valores entre 15% e 30%.
A fase oleosa (3) presente na composição da microemulsãocompreende uma fração de hidrocarbonetos com ponto de ebulição nafaixa de querosene e diesel. A fase oleosa (3) deve apresentarpropriedades químicas semelhantes a do petróleo a ser recuperado paragarantir a solvência do mesmo.
A fase oleosa (3) tem porcentagem em volume em relação aovolume total da composição de microemulsão compreendida numa faixade valores entre 10% e 30%.
A fase aquosa (4) da composição da microemulsão podecompreender água do mar ou água industrial, a depender dadisponibilidade e da salinidade que se deseja ter na composição demicroemulsão. A quantidade da fase aquosa (4) deve ser suficiente paracompletar 100% em volume da composição de microemulsão.
De acordo com uma metodologia preferida, um banco contendo acomposição de microemulsão da presente invenção é injetado numreservatório por meio de poços injetores seguido de um banco de umasolução polimérica de polissacarídeo de peso molecular elevado. Essebanco de solução polimérica atua na melhoria do varrido e na proteção dobanco de microemulsão. Por fim, o banco de solução polimérica édeslocado pela injeção de água enquanto o óleo pesado é recuperado pormeio de poços produtores.
O banco contendo a composição de microemulsão pode ser injetadoem volumes variando de 0,1 a 1 volume de poro (VP). Para o banco desolução polimérica 0,1 volume de poro (VP) é suficiente para deslocar obanco contendo a composição de microemulsão e o banco de óleodessorvido do meio poroso por redução da tensão interfacial.
A composição de microemulsão para recuperação avançada depetróleo pesado, aplicada de acordo com o método descrito na presenteinvenção, maximiza a eficiência de recuperação de óleos na faixa devalores inferiores a 22,3° API, uma vez que é um excelente solvente paracompostos orgânicos de alto peso molecular e complexos como, porexemplo, asfaltenos e resinas. Essa composição de microemulsão podeser aplicada nos mais variados tipos de reservatórios, incluindoreservatórios areníticos e carbonáticos.
EXEMPLO
A presente invenção pode ser mais bem entendida por intermédiodo exemplo que se segue. O exemplo, entretanto, não é limitante dainvenção.
A avaliação do desempenho da composição de microemulsão noprocesso de recuperação avançada de petróleos pesados foi realizada porsimulação física em meio poroso consolidado (plugue) usando duasamostras de petróleo, sendo a primeira (Petróleo A) com 16,7° API eviscosidade de 267,3 mPa.s a 60°C, e a segunda (Petróleo B) com 19,7°API e viscosidade de 55,4 mPa.s a 60°C.A metodologia empregada foi realizada de acordo com as seguintesetapas:
a) saturação de um plugue com água a 60°C, para determinação dovolume de poro (VP);b) saturação do plugue com o petróleo até alcançar a saturação
residual de água (Swr);
c) envelhecimento do petróleo no plugue por 24 horas a 60°C;
d) injeção de água do mar até atingir a saturação residual de óleo(SOR);
e) injeção de 0,10 VP de microemulsão na vazão de 1 cm3/min;
f) injeção de 0,10 VP de uma solução polimérica de polissacarídeode elevado peso molecular, na concentração de 1000 ppm, e vazão de 1cm3/min;
g) seguida de injeção de água do mar na vazão de 1 cm3/min.
Foi quantificado o volume de óleo removido para avaliar a eficiênciade recuperação de óleo durante o processo de injeção de microemulsão edeterminar o fator de recuperação de óleo (FR).
Na Tabela 1, são apresentados os resultados obtidos no ensaio de
injeção de microemulsão no meio poroso.
TABELA 1
Resultados obtidos no ensaio de recuperação em meio porosoconsolidado.
<table>table see original document page 8</column></row><table><table>table see original document page 9</column></row><table>*0 Tratamento citado na tabela 1, se refere à injeção de: 0,10 VP da composição de microemulsão (27% tensoativo/co-tensoativo, 10% fase oleosa e 63% de fase aquosa); 0,10 VP de solução polimérica (1000 ppm em água doce); e injeção de água. A referida composição de microemulsão tem aparência límpida e transparente, com viscosidade de 5,3 mPa.s a 60°C. A tensão interfacial entre a composição de microemulsão e a amostra de "Petróleo A" é de 0,01 dina/cm.
Como pode ser observado, na Tabela 1, a recuperação do óleo pelo método de injeção de água do mar promoveu um fator de recuperação de até 48% do óleo do meio poroso, atingindo assim a sua saturação de óleo residual. Este fator de recuperação é um valor baixo em virtude da desfavorável razão de mobilidade decorrente da viscosidade dos óleos. Em testes semelhantes com petróleos de baixa viscosidade, onde o fator de mobilidade está em torno de 20, obtém-se geralmente um fator de recuperação com água da ordem de 60% - 70%. Foi observado também que quando o fator de mobilidade é elevado, a produção de óleo é encerrada após o "breakthrough", momento em que o fluido deslocante, neste caso a água, atinge o poço produtor e começa a apenas circular.
Visando aumentar o fator de recuperação do sistema foi realizada a injeção de 0,10 VP de microemulsão, seguida por 0,10 VP de solução de polímero, cujo objetivo é proteger o banco da microemulsão bem como melhorar a área varrida. Cabe destacar, que a solução de polímero não atua na saturação de óleo residual. Foi observado então que a injeção de microemulsão proporcionou uma recuperação adicional de 41% do "Petróleo A" contido no meio poroso. Considerando o volume total de óleo inicial este tratamento apresentou uma recuperação de 21%. Resultados ainda melhores foram obtidos para o "Petróleo B", onde a microemulsão promoveu uma recuperação adicional de 59%. Valores estes considerados excelentes, obtidos com apenas 0,10 VP, pois geralmente os métodos de recuperação conhecidos no estado da técnica usam volumes de tratamen-to acima de 1 VP.
Cabe ressaltar que o efluente produzido neste processo é água e óleo não emulsionados. Os fluidos eluídos mostram que o óleo residual produzido apresenta baixa tensão interfacial, demonstrando que o banco da solução polimérica cumpre sua função de proteger o banco de microemulsão.
A rápida mobilização do óleo, alta eficiência, estabilidade e possibilidade de ajuste de viscosidade pela alteração da concentração dos tensoativos/co-tensoativos são as vantagens da utilização desta composição de microemulsão na recuperação avançada de petróleo pesado.
A descrição que se fez até aqui da composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado, ou seja, na faixa de valores inferiores a 22,3° API, objetos da presente invenção, deve ser considerada apenas como possíveis concretizações, e quaisquer características particulares nelas introduzidas devem ser entendidas apenas como algo que foi descrito para facilitar a compreensão. Desta forma, não podem de forma alguma ser consideradas como limitantes da invenção, a qual está limitada ao escopo das reivindicações que seguem.

Claims (10)

1. COMPOSIÇÃO DE MICROEMULSÃO, QUE COMPREENDE UMA MISTURA DE:- uma combinação de tensoativos e co-tensoativos; - uma fase oleosa; e- uma fase aquosa; caracterizada por:- a combinação de tensoativos e co-tensoativos ter porcentagem em volume em relação ao volume total da composição demicroemulsão compreendida numa faixa de valores entre 15% e-30%, e apresentar uma relação entre os ditos co-tensoativos e os ditos tensoativos variando entre 0,5 e 1,0;- a fase oleosa ter porcentagem em volume em relação ao volume total da composição de microemulsão compreendida em uma faixa de valores entre 10% e 30%;- a fase aquosa ser suficiente para completar 100% em volume da composição de microemulsão.
2. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a combinação de tensoativos e co-tensoativos compreender pelo menos um tensoativo selecionado entre: um álcool láurico etoxilado (ALE) e um lauril éter sulfato de sódio (LSS).
3. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a combinação de tensoativos e co-tensoativos compreender pelo menos um co-tensoativo selecionado entre: n-butanol e sec-butanol.
4. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a fase oleosa compreender uma fração de hidrocarbonetos com ponto de ebulição na faixa de querosene e diesel.
5.Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a fase oleosa apresentar propriedades químicas semelhantes a do petróleo aser recuperado do reservatório.
6.- Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a fase aquosa compreender pelo menos uma fonte selecionada entre: água do mar e água industrial.
7.- Método para recuperação avançada de petróleo pesado, caracterizado por compreender as seguintes etapas:a) promover o contato entre um petróleo pesado contido num reservatório com uma composição de microemulsão por meio de injeção em poços injetores perfurados no dito reservatório de um banco contendo a dita composição de microemulsão quecompreende uma mistura de:i. uma combinação de tensoativos e co-tensoativos representando de 15% a 30% em volume do volume total da composição de microemulsão, onde a relação entre os ditos co-tensoativos e os ditos tensoativos varia entre 0,5 e 1,0; ii. uma fase oleosa representando de 10% a 30% em volume do volume total da composição de microemulsão; e iii. uma fase aquosa suficiente para completar 100% em volume da composição de microemulsão;b) deslocar o banco contendo a composição de microemulsão por meio de subseqüente injeção de um banco de uma soluçãopolimérica;c) deslocar o banco de solução polimérica por meio de subseqüente injeção de água;d) recuperar o petróleo pesado por meio de poços produtores perfurados no dito reservatório.
8.- Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por o banco contendo a composição de microemulsão ser injetado na faixa de 0,10 a 1 volume de poro.
9.- Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por o banco de solução polimérica ser injetado até 0,10 volume de poro.
10.- Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por a solução polimérica compreender um polissacarídeo de peso molecular elevado.
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