Esse trabalho teve como objetivo estudar as características de sistemas microemulsionados e suas aplicações em recuperação avançada de petróleo sob influência da concentração de tensoativo, da quantidade de microemulsão injetada, da injeção em bancos de microemulsão e salmoura e a vazão de injeção de fluidos.
Os resultados obtidos permitem as seguintes conclusões:
- O aumento da concentração de tensoativo, em solução, reduz a tensão superficial até 47 mN/m para um valor de concentração micelar crítica de 0,5% (m/m);
- O diagrama pseudoternário obtido para os componentes: Ultramina NP200 (T -tensoativo), n- butanol (C - cotensoativo), querosene (fase óleo) e água de abastecimento local (fase aquosa) apresentaram as regiões e Winsor I e Winsor IV formando uma pequena região de microemulsão na região rica em água;
- A diluição do ponto de microemulsão inicial (50% - C/T, 48% água e 2% querosene) com água resultou em valores de tensão superficial menor (25 mN/m) se comparado à solução de tensoativo;
- No processo de diluição foram escolhidas composições de microemulsão com poder de redução de tensão superficial, chegando à um valor mínimo de razão C/T igual a 2%;
- Para as análises de diâmetro de partícula o tamanho do agregado aumenta quando a concentração de tensoativo cresce. O aumento no percentual de matéria ativa também influencia no tamanho do agregado micelar, ou seja, o aumento da quantidade de tensoativo no meio produz uma maior polidispersão;
- A redução nos resultados de tensão superficial e interfacial foram contínuas à medida que a concentração de tensoativo aumenta;
- Nas análises de viscosidade das microemulsões foi observado que tanto as microemulsões quanto o petróleo têm comportamento reológico semelhante a um fluido Newtoniano. O aumento da concentração de tensoativo aumenta a viscosidade dos sistemas microemulsionados, porém esse efeito só é significativo para concentrações mais elevadas;
- O aumento na concentração de tensoativo, em microemulsão, aumentou continuamente o percentual de óleo recuperado. Porém, o ganho de produção de petróleo é menor para injeção
de microemulsões com percentual de tensoativo acima de 6%. Dessa forma, caracteriza-se um limite na quantidade de tensoativo utilizado na composição desse sistema;
- Avaliando a influência da redução da tensão superficial com o resultado de recuperação de óleo in place (%OOIPA), é possível concluir que a redução na tensão superficial aumenta o
percentual de óleo produzido. Porém, existe um limite na redução do valor de tensão superficial que reflete no maior alcance da produção de óleo pelo método avançado de recuperação de óleo;
- Avaliando a influência da redução da tensão interfacial com o resultado de recuperação de óleo in place (%OOIPA) é possível concluir que à medida que a tensão interfacial diminui a
recuperação de óleo aumenta. No entanto, a produção de óleo só é crescente até um valor limite de tensão interfacial. Apesar do aumento de matéria ativa continuar reduzindo os valores de tensão interfacial;
- Na fase de avaliação da quantidade de microemulsão injetada na etapa avançada de recuperação foi possível concluir que a injeção contínua (3Vp) de microemulsão não é
justificada, visto que a combinação de injeção de menores quantidades de volumes porosos de microemulsão seguindo de injeção de salmoura produz resultados de recuperação semelhantes; - Nos testes de recuperação avançada de petróleo, a diminuição no volume do banco de injeção para diferentes proporções de microemulsão a salmoura gerou diminuição na quantidade de óleo in place recuperado, apesar do volume total injetado ser constante;
- Para os testes de vazão de injeção de fluido na etapa avançada de recuperação de petróleo, é possível concluir que a redução na vazão de injeção do fluido deslocante tende a fazer com que o fluido injetado escoe de forma mais uniforme pelo volume poroso, aumentando o contato com o óleo retido e evitando a formação de caminhos preferenciais. O óleo retido tem sua mobilidade melhorada e esse resultado reflete também na melhoria do percentual de produção de petróleo; - Na análise econômica sob a influência da concentração de tensoativo em SM nota-se que para injetar microemulsões continuamente (3Vp) é mais viável utilizar sistemas com menor
percentual de matéria ativa;
- Na avaliação econômica dos testes de número de volumes porosos de SM injetado, conclui- se que a utilização de pequenos volumes de microemulsão, com maior concentração de tensoativo, na recuperação avançada pode resultar em um projeto mais viável;
- O preço do barril de petróleo, também é um indicador da viabilidade do uso de SM na EOR. Em cenários de preços de petróleo muito baixos, a viabilidade dessa metodologia seria possível para baixas cotações de tensoativo. Porém, no cenário de preços de petróleo mais otimistas
facilita a utilização de injeção de sistemas microemulsionados por viabilizar maiores preços de matéria ativa no projeto.
O desenvolvimento desse trabalho levou em consideração parâmetros de operação para a injeção de sistemas microemulsionados na recuperação avançada de petróleo. É possível concluir que a utilização de microemulsão favorece efetivamente a produção de óleo em qualquer concentração de tensoativo ou quantidade injetada, sendo esse comportamento justificado principalmente pela ação interfacial. No entanto, a viabilidade de aplicação desses tipos de sistemas está associada ao custo com o tensoativo e com a oscilação do preço do barril de petróleo.
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