Estudo de sistemas microemulsionados utilizando água do mar na recuperação avançada de petróleo

O petróleo ocorre na natureza em determinadas formações subterrâneas onde é adsorvido nos poros destas rochas. Pelos métodos convencionais de recuperação geralmente apenas 30% deste petróleo é extraído e isto pode ser atribuído, basicamente, a três aspectos: alta viscosidade do petróleo, geologia da formação e elevadas tensões interfaciais entre os fluidos do reservatório. Os métodos avançados de recuperação envolvem a injeção de um fluido ou de uma mistura de fluidos em um reservatório para atuar nos pontos onde o processo convencional não conseguiu atingir as taxas de extração desejadas. A injeção de microemulsão, considerado um método avançado, tem por finalidade dessorver o óleo da formação rochosa e obter um deslocamento eficiente da emulsão de petróleo. Dentro deste contexto, este trabalho foi realizado com dois objetivos principais: estudo dos parâmetros que influenciam o sistema microemulsionado (tipo de tensoativo, cotensoativo, razão C/T e salinidade) e a avaliação da eficiência de deslocamento do petróleo com as microemulsões que apresentaram estabilidade na região rica em água. Pelos parâmetros analisados estipulou-se microemulsões para serem submetidas à etapa de recuperação com composição: 25% água, 5% querosene, 46,7% de n-butanol como cotensoativo e 23,3% de tensoativo BS ou SCO. Os testemunhos de arenitos Assu e Botucatu foram avaliados em ensaios de porosidade e permeabilidade posteriormente submetidos às etapas de saturação com água do mar e petróleo, recuperação convencional com água do mar e avançada com as microemulsões selecionadas. O arenito Botucatu apresentou os melhores parâmetros físicos para a recuperação, e a microemulsão composta pelo tensoativo BS foi a que obteve maior eficiência de deslocamento (26,88%)Petroleum exists in the nature in certain underground formations where it is adsorbed into the rocks pores. For the conventional recovery methods usually only 30% of the oil is extracted and this can be credited, basically, to three aspects: high viscosity of the oil, geology of the formation and high interfacial tensions between the reservoir s fluids. The enhanced recovery methods use the injection of a fluid or fluids mixture in a reservoir to act in points where the conventional process didn't reach the recovery rates. Microemulsion flooding, considered an enhanced method, has the purpose to desorb the oil from the rock formation and to attain an efficient displacement of the oil emulsion. With this in mind, this work was accomplished with two main objectives: the study of the parameters effect that influence a microemulsified system (surfactant and cosurfactant types, C/S rate and salinity) and the evaluation of displacement efficiency with the microemulsions that showed stability in the rich aqueous area. For the analyzed parameters it was chose the microemulsions composition used in the recovery stage: 25% water, 5% kerosene, 46.7% of butanol as cosurfactant and 23.3% of BC or SCO cosurfactant. The core plugs of Assu and Botucatu sandstones were appraised in porosity and permeability tests and then submitted to the steps of saturation with seawater and oil, conventional recovery with water and enhanced recovery with the selected microemulsions. The Botucatu sandstone presented better recovery parameters, and the microemulsion composed with BS surfactant had larger recovery efficiency (26.88%