Surfactant flooding evaluation for enhanced oil recovery in sandstone reservoirs

Os surfactantes são utilizados para diferentes propósitos na indústria do petróleo. As formulações de recuperação avançada utilizando surfactantes são aplicadas visando incrementar o fator de recuperação em reservatórios de óleo, tanto na etapa de recuperação secundária como na etapa terciária. Através de poços injetores, os volumes requeridos de uma solução aquosa com uma concentração definida de surfactante são introduzidos no reservatório para induzir à geração de um novo banco de óleo móvel por meio da diminuição da tensão interfacial água-óleo. Tensões interfaciais ultra baixas são obtidas e, consequentemente, o número capilar e a recuperação de óleo são incrementados. A eficiência do processo de deslocamento é influenciada por várias características das soluções de surfactantes, incluindo o comportamento de fases, a tensão interfacial, a concentração de eletrólitos em solução (salinidade) e a adsorção à superfície sólida da rocha. Assim sendo, um projeto de injeção de surfactantes deve ser planejado adequadamente para a obtenção do melhor cenário para a implementação da técnica. Este trabalho mostra um processo metodológico para identificar e avaliar formulações de surfactantes a serem aplicadas como método de recuperação química. Três surfactantes aniônicos e dois surfactantes não-iônicos foram selecionados da literatura para a análise experimental: Dodecil Sulfato de Sódio (SDS), Dodecil Sulfato de Amônio (ADS), Lauriléter Sulfato de Sódio (SLES), Monolaurato de sorbitano (SPAN-20) e o Polisorbato-20 (TWEEN-20). Álcool isopropílico foi utilizado como cosurfactante e poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) foi empregada na solução polimérica usada para deslocar o banco de óleo formado e corroborar com a avaliação das formulações de surfactante. Inicialmente, utilizando-se tensiometria ótica, foram feitas medições de tensão superficial das soluções de surfactante para identificar a Concentração Micelar Crítica (CMC) característica de cada surfactante. A partir dos resultados de tensão interfacial obtidos e seguindo-se com o processo metodológico, foram selecionadas as formulações a serem analisadas nos Testes de Comportamento de Fases. Estes testes foram conduzidos com diferentes formulações de surfactante e uma mistura de óleo de campo e querosene. As soluções aquosas e o óleo foram colocados em pipetas de 5 ml para a análise do comportamento das formulações de surfactante em uma dada faixa de salinidade. Entre as formulações analisadas, algumas foram selecionadas para a avaliação da recuperação avançada de óleo através de testes de deslocamento. Estes testes foram conduzidos em amostras de arenito de alta permeabilidade provenientes da formação Botucatu. Uma vez que nesses arenitos, o fenômeno de histerese pode ser negligenciado, é possível conduzir um processo de injeção de água convencional (embebição) seguido de um processo de injeção de óleo (drenagem) visando restaurar as saturações dos fluidos no meio poroso próximas daquelas obtidas no processo da saturação inicial. Finalmente, a eficiência do método de recuperação melhorada é determinada injetando-se um banco de uma formulação de surfactante de tamanho definido. O banco de surfactante é deslocado ao longo do meio poroso utilizando soluções poliméricas e/ou água. Os resultados sugerem que os surfactantes podem ser utilizados com os requerimentos técnicos para a aplicação como método de recuperação avançada em reservatórios de arenitos.Surfactants have been used for many purposes in petroleum industry. EOR surfactants formulations are applied for increasing the recovery factor in oil reservoirs as both secondary and tertiary techniques. By injector wells, required volumes are introduced into the reservoir with surfactant formulations for developing a new stabilized oil bank via ultralow interfacial tension between oil and water phases. Ultralow Interfacial tensions are obtained and, consequently, capillary number and oil recovery are increased. There are several surfactants characteristics involved with the efficiency of the process including phase behavior, IFT (Interfacial Tension), electrolyte concentration and rock solid adsorption. Therefore, it's necessary to design properly the project to obtain the best scenario for implementing the technique. This research work shows an applied methodological process for screening, designing and testing surfactant formulations on reservoir sandstones. Three commercial anionic surfactants and two commercial non-ionic surfactants were selected from literature for experimental analysis: Sodium dodecyl sulfate (SDS), Ammonium dodecyl sulfate, Sodium laureth sulfate (SLES), Sorbitan Monolaurate (SPAN-20) and Polysorbate-20 (TWEEN-20). Isopropyl alcohol (2-propanol) was also used as co-surfactant for testing the surfactant formulations. Initially, it was performed surface tensions measurements to identify the critical micellar concentration (CMC) characteristic of each surfactant, using a pendant drop tensiometer. After determining interfacial tensions (IFT), some of the tested formulations were selected for conducting phase behavior tests with field oil and kerosene mixture. Phase behavior tests were conducted by adding brine solutions and crude oil in 5 ml pipettes to analyze the performance of the chemical formulations over a range of salinities. Again, some selected surfactant formulations were tested for enhanced oil recovery using coreflood tests in high permeability Botucatu Formation samples. Since hysteresis phenomena are not significant on these sandstone cores, it's possible to perform a waterflooding followed by another drainage process for returning the porous media saturations close to the initial values. Subsequently, Enhanced Oil recovery is determined by injecting a slug of the surfactant formulation followed by brine, in a new imbibition process. The results suggest that surfactants can be used according technical requirements for their application in sandstones reservoirs as enhanced oil recovery technique