Co-injeção de vapor e solução de tensoativo como método de recuperação avançada de óleo pesado

• Autor(a) principal: Freitas, Ana Paula Teixeira Araujo de
• Data de Publicação: 2023
• Tipo de documento: Trabalho de conclusão de curso
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFRN
• Texto Completo: https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/53743
• topic: CNPQ::ENGENHARIAS; Recuperação avançada; Injeção de vapor; Campos maduros; Tensoativo; Óleo pesado; Enhanced Oil Recovery; Steam flooding; Mature fields; Surfactant; Heavy oil

Os métodos especiais de recuperação compreendem um conjunto de técnicas que visam aumentar a fração recuperada de óleo de um reservatório, e, consequentemente, proporcionar o aumento de sua vida útil. As reservas de hidrocarbonetos do Nordeste Brasileiro são, em sua maioria, formadas por campos de óleos pesados, ou seja, óleos que apresentam alta densidade e viscosidade, logo, de difícil extração. Nesse contexto, os métodos térmicos são mais eficientes ao atuarem reduzindo a viscosidade do petróleo ao injetar calor no reservatório. Contudo, com o passar do tempo, a utilização de tensoativos como método químico para recuperação avançada também se tornou fortemente difundida, essas moléculas reduzem as tensões interfaciais entre os fluidos, facilitando o deslocamento do petróleo no meio poroso. Diante do exposto, este trabalho tem como objetivo elucidar um método para potencializar a produção de óleos pesados, realizando uma união entre o método térmico e químico, a partir da co-injeção de vapor e solução de tensoativo em diferentes configurações de injeção. A metodologia abordada consiste em três etapas: o preparo da solução de tensoativo, a caracterização do óleo e da rocha, e a realização de testes de fluxo em meio poroso. Para a realização dos testes foram utilizadas amostras do Arenito Berea, sendo caracterizadas quanto à porosidade e permeabilidade, apresentando uma porosidade e permeabilidade média de 21,25% e 530 mD, respectivamente, e um óleo de 247,77 cP (20,7 °API), característico da região de estudo. Nos testes de fluxo foi utilizada uma solução de 0,5% m/m de tensoativo não-iônico (Nonilfenol Etoxilado NP-100EO) associada à injeção de vapor, sendo injetados em diferentes configurações: 100%V (100% de Vapor), 75%T25%V (75% de Solução de Tensoativo e 25% de Vapor), 50%T50%V (50% de Solução de Tensoativo e 50% de Vapor), 25%T75%V (25% de Solução de Tensoativo e 75% de Vapor) e 100%T (100% de Solução de Tensoativo). A partir dos ensaios de recuperação, verificou-se que a solução do tensoativo NP-100EO co-injetado com uma maior proporção de vapor (25%T75%V) apresentou maior recuperação de óleo (50,27 %FR) em comparação com a injeção única de vapor (45,19 %FR). Como resultado, observou-se que a sinergia entre os métodos potencializa a produção de óleo, essencialmente quando se injeta uma proporção de vapor maior, apresentando um ganho absoluto de 5,08 pontos percentuais comparado apenas com a injeção de vapor. Dessa forma, a co-injeção de vapor e solução de tensoativo tem se mostrado uma técnica eficaz para aumentar a recuperação de óleos pesados.