Composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo em reservatórios carbonáticos

  • Número do pedido da patente:
  • C1 0802390-5 E2
  • Número original:
  • PI 0802390-5 (Data:09/07/2008);
  • Data do depósito:
  • 21/06/2010
  • Data da publicação:
  • 27/03/2012
Inventores:
  • Classificação:
  • C09K 8/584
    Composições para perfura??o de orif?cios ou po?os; Composições para o tratamento de orif?cios ou po?os, p. ex. para as operações de acabamento ou de repara??o; / Composições para m?todos de otimiza??o na recupera??o de hidrocarbonetos, i.e. para melhorar a mobilidade do ?leo, p. ex. fluidos de deslocamento; / caracterizadas pelo uso de tensoativos espec?ficos;
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COMPOSIÇÃO DE MICROEMULSÃO E MÉTODO PARA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO EM RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS. 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 petrôleo em reservatórios carbonáticos. Essa composição de microemuísão também pode ser aplicada na extração de petrôleo em amostras petrofisicas carbonáticas.

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Documento

COMPOSIÇÃO DE MICROEMULSÃO E MÉTODO PARA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO EM RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS

Certificado de Adição da Invenção PI 0802390-5, depositado em 09/07/2008.

5 CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção está inserida no campo das composições químicas aplicadas em técnicas para recuperação de petróleo. Mais especificamente, a presente invenção descreve uma composição de microemulsão e um método para a recuperação avançada de petróleo em 10 reservatórios carbonáticos.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Estima-se que mais de 60% das reservas de petróleo no mundo estão em reservatórios carbonáticos. Em geral, esses reservatórios são muito heterogêneos apresentando variação de porosidade e de 15 permeabilidade de acordo com a profundidade e características, relacionadas à molhabilidade, continuidade das fácies, modelo estrutural, entre outros, que implicam em incertezas sobre a recuperação. Enquanto a maioria dos reservatórios areníticos são molháveis à água, os reservatórios carbonáticos alternam de molháveis à água a molháveis ao 20 óleo, de acordo com o tempo de contato com petróleo ou com a água da formação, podendo em alguns casos apresentar molhabilidade mista ou intermediária.

Estas características contribuem para adsorção do petróleo à superfície da rocha carbonática dificultando sua produção. A adesão é 25 particularmente indesejável em regiões do reservatório que apresentam baixa permeabilidade em que o óleo, devido a sua afinidade pela superfície mineral, permanece preso por forças capilares, sem ser mobilizado pelos processos de produção. Por esta razão, a recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticos é geralmente baixa, 30 apresentando no caso injeção de água, por exemplo, fatores de recuperação

menores que 10% nas áreas molháveis ao óleo.

A injeção de água representa o método mais frequentemente utilizado para deslocar o óleo da formação para o interior do poço. O processo pode ser usado apenas para manter a pressão do reservatório injetando água de uma fonte externa, preferencialmente na zona de água do reservatório. Alternativamente água pode ser injetada na zona de óleo visando seu deslocamento da formação e concomitante substituição pela água injetada. Este último método apresenta bons resultados para reservatórios areníticos contendo, preferentemente, óleos pouco viscosos. Para o caso de reservatórios carbonáticos existem limitações devido à heterogeneidade deste tipo de reservatório em que podem existir importantes variações de permeabilidade, porosidade e molhabilidade que devem resultar na formação de vias preferenciais para a movimentação da água que pode vir a avançar no reservatório deixando importantes regiões contendo óleo sem serem atingidas.

Diversos métodos têm sido descritos para se conseguir uma recuperação complementar de petróleo para este tipo de reservatório.

A injeção de dióxido de carbono (C02) ou metano (CH4) para se obter a expansão volumétrica do óleo e a redução de sua viscosidade; surfactantes e polímeros para redução da tensão interfacial e alteração de molhabilidade, e vapor de água como método térmico que permitiría aquecer o reservatório e o óleo, aumentando sua mobilização das regiões de menos permeabilidade, representam também métodos alternativos de recuperação que sob determinadas condições podem vir a aumentar o fator de recuperação desses reservatórios.

A injeção de microemulsões representa uma alternativa para se alcançar estes objetivos com grandes vantagens sobre os métodos anteriormente descritos. A injeção de microemulsão pode ser aplicada a uma grande variedade de condições de reservatórios e em geral, é aplicável em todos os locais onde se aplica a injeção de água e ainda naqueles onde a injeção de água apresenta baixa recuperação devido à fase sólida apresentar maior molhabilidade ao óleo, como no caso de rochas carbonáticas. É provado que a molhabilidade do meio poroso controla a distribuição do líquido nos poros e tem influência significativa na recuperação de reservatórios.

É conhecido há muitos anos que a injeção de microemulsão pode ser utilizada como um excelente método de recuperação avançada ou suplementar de petróleo, porém sua utilização a nível mundial foi limitada pelo alto custo dos produtos químicos e o baixo custo do petróleo na época. Atualmente com o desenvolvimento de produtos de menor custo e em escala maior e o valor mais alto do petróleo, tem permitido retomar os estudos relacionados aos métodos químicos de recuperação de petróleo tornando a aplicação de microemulsão uma alternativa muito promissora para reservatórios carbonáticos.

O estado da técnica contém diversos exemplos de como funcionam esses métodos de recuperação avançada, as patentes norte-americanas US 3,983,940 (1970), US 3,994,342 (1976) descrevem o método para recuperação de petróleo por intermédio de microemulsões. A fim de se atingir este objetivo, são descritas diferentes formulações baseadas em surfactantes derivados do petróleo.

Outro exemplo pode ser citado pela patente norte-americana US 4,008,769 que descreve um método de recuperação avançada de petróleo pela injeção de uma microemulsão que compreende uma fase aquosa contendo ácidos orgânicos neutralizados extraídos do petróleo, além de um óleo e um co-surfactante.

A patente norte-americana 4,460,484 (1984) descreve uma emulsão de óleo vegetal em água para ser aplicada na recuperação terciária de petróleo.

A patente norte-americana 6,581,687 (2003) descreve uma microemulsão de água em óleo para aplicação em campos de óleo e gás.

O estado da técnica com relação a métodos de recuperação avançada de petróleo empregando microemulsões é vasto, entretanto a injeção de microemulsões como método de produção (ou recuperação) de petróleo em reservatórios carbonáticos anterior a injeção de água ou o desenvolvimento de formulações de microemulsões para este objetivo não são conhecidas.

Com o aumento das reservas provadas de óleos leves em reservatórios carbonáticos no Brasil e no mundo, busca-se aumentar a eficiência dos processos de recuperação nestas novas jazidas pelo emprego de microemulsão de forma alternada com a injeção de água visando conseguir índices de recuperação de reservas razoáveis para tornar estes reservatórios economicamente viáveis.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção descreve uma composição de microemulsão e um método para recuperação avançada de petróleo em reservatórios carbonáticos.

O método proposto para aumentar a extração de petróleos leves em reservatórios carbonáticos consiste na injeção prévia de microemulsão para promover a alteração de molhabilidade do reservatório, facilitando a migração da água no meio poroso, seguida da injeção de água para mobilização do petróleo extraído.

A composição de microemulsão capaz de extrair petróleo de amostras carbonáticas que encontra aplicação na recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticos, compreende uma mistura de:

-    uma combinação de tensoativos e co-tensoativos;

-    uma fase oleosa; e

-    uma fase aquosa.

O interesse em microemulsões é baseado principalmente na alta capacidade de solubilização de compostos hidrofílicos e hidrofóbicos, na sua grande área interfacial e na tensão interfacial ultra-baixa que determinam um aumento de recuperação em decorrência da redução de tensão superficial e da alteração da molhabilidade do meio poroso.

A injeção de microemulsão pode ser aplicada a uma grande variedade de condições de reservatórios e em geral, é empregada em todos os locais onde se utiliza a injeção de água e ainda naqueles onde a injeção de água não é recomendada por causa da dificuldade de mobilidade da fase oleosa no meio poroso, como no caso de reservatórios de óleos pesados e/ou carbonáticos, objeto da presente invenção.

A composição de microemulsão aplicada de acordo com o método descrito na presente invenção é capaz de deslocar pelo menos 40% do petróleo contido nos reservatórios, podendo aumentar o fator de recuperação final para valores próximos de 80%. A presente invenção tem como campo de aplicação reservatórios carbonáticos.

BREVE DESCRIÇÃO DO DESENHO

A composição de microemulsão e o método para recuperação avançada de petróleo em reservatórios carbonáticos, objeto da presente invenção, será melhor percebida a partir da descrição detalhada que se fará a seguir, a mero título de exemplo, associada aos desenhos abaixo referenciados, os quais são parte integrante do presente relatório.

A FIGURA 1 anexa ilustra o exemplo de um diagrama ternário de fases da composição final da microemulsão a temperatura de 25°C em água pura (sem salinidade), estável na região onde apresenta apenas uma fase.

A FIGURA 2 anexa ilustra o exemplo de um diagrama ternário de fases da composição final da microemulsão a temperatura de 25°C em fase aquosa salina, estável na região onde apresenta apenas uma fase. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

Rochas carbonáticas são rochas sedimentares constituídas principalmente por carbonato de cálcio (CaC03) e dolomita (CaMg(C03)2), formadas por organismos marinhos, esqueletos, corais e algas e por precipitação. Depois que os sedimentos são depositados e soterrados, estes sofrem mudanças físicas e químicas (diagênese), capazes de modificar a estrutura destas rochas alterando características fundamentais como porosidade e permeabilidade.

A cimentação é a principal mudança da diagênese química, na qual os minerais são precipitados nos poros dos sedimentos, formando o cimento que liga os sedimentos elásticos e as rochas, promovendo diminuição da porosidade.

A principal mudança na diagênese física é a compactação, um decréscimo no volume e na porosidade dos sedimentos, que ocorre quando os sedimentos são comprimidos pelo peso dos sedimentos sobrepostos.

A porosidade e a permeabilidade das rochas carbonáticas é reduzida com o aumento da profundidade do reservatório, o que compromete o fator de recuperação.

A injeção de microemulsões permite contornar estas dificuldades e aumentar o fator de recuperação destes reservatórios.

Uma microemulsão pode ser definida como uma dispersão de gotículas de um líquido (por exemplo, um óleo) em um segundo líquido imiscível (por exemplo, água) e estabilizada por um filme interfacial de moléculas de tensoativo.

O diâmetro das gotas de uma microemulsão está compreendido em uma faixa de valores entre 10 nm a 100 nm.

As microemulsões apresentam um grande potencial de solubilização de contaminantes orgânicos, grande área interfacial e tensão interfacial ultra-baixa, intensificando as vantagens da solução de tensoativo. Essas propriedades conferem à microemulsão a capacidade de atingir máximo deslocamento do óleo, pelo aumento do número capilar (relação entre as forças viscosas e capilares), como pode ser observado pela equação 1 e possibilidade de ajuste de viscosidade, promovendo adequada eficiência de

varrido.

N,


c


rjv

Wp


eq. 1


Onde:

-    t] = viscosidade;

-    v = velocidade;

-    y = tensão interfacial; e

-    Vp = volume de poro.

Geralmente, além do tensoativo propriamente dito, o filme interfacial compreende um co-tensoativo, cuja função é diminuir a tensão interfacial para valores abaixo dos limites proporcionados pelo emprego do tensoativo sozinho. A dispersão assim formada é oticamente transparente e termodinamicamente estável, dispensando a aplicação de energia advinda de agitação para a formação e manutenção de suas características. Além disso, a formação de uma microemulsão é independente da ordem de mistura dos componentes, entretanto, requer uma alta concentração de tensoativo/co-tensoativo, baixa tensão interfacial e um balanço hidrofílico-lipofílico adequado. Para sua preparação é requerida baixa energia, pois sua formação é espontânea e as suas características podem ser controladas pela temperatura e salinidade.

A recuperação de petróleos por injeção de água em reservatórios, processo bastante conhecido no estado da técnica, possui baixa eficiência em reservatórios carbonáticos devido a diferença de mobilidade entre a água e o óleo. Com a adição de produtos tensoativos, sob a forma de microemulsão a recuperação é melhorada em decorrência da redução da tensão interfacial e da alteração da molhabilidade do meio poroso. Mas para que esse processo atinja seu objetivo com eficiência alguns parâmetros devem ser observados, entre eles a estabilidade e compatibilidade entre a microemulsão e os fluidos do reservatório, a adsorção do tensoativo no meio poroso e a viscosidade.

Assim, a presente invenção descreve um método e uma composição de microemulsão para extração e recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticos, que compreende uma mistura dos seguintes componentes:

-    uma combinação de tensoativos e co-tensoativos;

-    uma fase oleosa; e

-    uma fase aquosa.

O tensoativo utilizado pode ser formado por uma ou mais substâncias que podem ser selecionadas entre: um álcool láurico etoxilado (ALE) e um lauril éter sulfato de sódio (LSS).

O co-tensoativo utilizado é um álcool de baixo peso molecular podendo ser selecionado entre o n-butanol, o sec-butanol, iso-propanol ou iso-pentanol.

A mistura entre o co-tensoativo e o tensoativo pode ser feita em diferentes proporções para manter a composição de microemulsão estável perante a salinidade e temperatura apresentada em um determinado reservatório de óleo que se deseja recuperar.

A quantidade da combinação de tensoativos e co-tensoativos adicionada na composição tem porcentagem em volume em relação ao volume total da composição de microemulsão compreendida numa faixa de valores entre 1% e 30%. Essa faixa de valores pode ser confirmada pelo diagrama ternário de fases da Figura 1 e da Figura 2, apresentado nesse relatório como exemplo, onde é mostrada a região em que a composição da microemulsão apresenta apenas uma fase (composição estável).

A fase oleosa pode ser formada por uma ou mais substâncias que podem ser escolhidas entre: solventes orgânicos, querosene, diesel e óleos vegetais.

A fase oleosa deve apresentar propriedades químicas semelhantes a do petróleo a ser recuperado para garantir a solvência do mesmo.

A fase oleosa tem porcentagem em volume em relação ao volume total da composição de microemulsão compreendida numa faixa de valores entre 1% e 50% definida de acordo com as características do petróleo a ser recuperado.

A formulação tem aparência límpida e transparente, com viscosidade variável de acordo com a concentração.

A fase aquosa da composição da microemulsão pode compreender água pura, água industrial, água salina ou água levemente ácida a depender da disponibilidade e da salinidade e acidez que se deseja ter na composição de microemulsão para melhorar o desempenho na recuperação.

A quantidade da fase aquosa deve ser suficiente para completar 100% em volume da composição de microemulsão.

De acordo com uma metodologia preferida, um banco contendo a composição de microemulsão da presente invenção é injetado num reservatório carbonático por meio de poços injetores, sendo esse banco deslocado pela injeção de água enquanto o petróleo é recuperado por meio de poços produtores.