Aplicação de microemulsão na recuperação de petróleo de reservatórios carbonáticos

The large investment in exploration activities offshore Brazil has generated new findings, generally in carbonate reservoirs, with different wettability conditions usually considered in the sandstone, strongly water-wet. In general, the carbonates reservoirs tend to be oil-wet, it difficult to mobilize of oil these reservoirs. These oils can be mobilized by different methods, or it may reverse the wettability of the surface of the reservoir and facilitate the flow of oil, improving production rates. Thus, the objective of this work was to study the influence of inversion on the wettability of the rock in the production and recovery of petroleum from carbonate reservoirs, using microemulsions. Three systems were chosen with different classes of surfactants: a cationic (C16TAB), an anionic (SDS) and nonionic (Unitol L90). Studies of the influence of salinity on the formation of the microemulsion as well as the characterization of fluids using density and viscosity measurements were also performed. To verify the potential of microemulsion systems in changing the wettability state of the chalk oil-wet to water-wet, contact angle measurements were performed using chalk of neutral-wet as surface material. Overall, with respect to the ionic character of the surfactants tested, the cationic surfactant (C16TAB) had a greater potential for reversal in wettability able to transform the rock wettability neutral to strongly water-wet, when compared with the anionic surfactant (SDS) and nonionic (Unitol L90), which showed similar behavior, improving the wettability of the rock to water. The microemulsions of all surfactants studied were effective in oil recovery, resulting in 76.92% for the system with C16TAB, 67.42% for the SDS and 66.30% for Unitol L90 of residual oil

O grande investimento em atividades exploratórias no mar brasileiro tem gerado novas descobertas, geralmente em reservatórios carbonáticos, com condições de molhabilidade diferentes das usualmente consideradas em reservatórios areníticos, fortemente molháveis à água. De uma maneira geral, os reservatórios carbonáticos tendem a ser molháveis ao óleo, dificultando a mobilização do óleo no reservatório. Esses óleos podem ser mobilizados por diferentes métodos, ou ainda, pode-se inverter a molhabilidade da superfície do reservatório e facilitar o escoamento do óleo, melhorando os índices de produção. Desta forma, o objetivo deste trabalho foi estudar a influência da inversão na molhabilidade da rocha na produção e recuperação de petróleo de reservatórios carbonáticos, utilizando sistemas microemulsionados. Foram escolhidos três tensoativos de classes diferentes: um catiônico (C16TAB), um aniônico (SDS) e um não-iônico (Unitol L90). Estudos da influência da salinidade na formação da microemulsão, bem como a caracterização dos fluidos através de medidas de densidade e viscosidade, também foram realizados. Para verificar o potencial dos sistemas microemulsionados em alterar a molhabilidade da rocha carbonáticas de molhável ao óleo para molhável a água, medidas de ângulo de contato foram realizadas utilizando calcário de molhabilidade neutra como material de superfície. Pode-se observar, com relação ao caráter iônico dos tensoativos testados, que o tensoativo catiônico (C16TAB) apresentou um potencial maior de inversão na molhabilidade conseguindo transformar a rocha de molhabilidade neutra para fortemente molhável à água, quando comparado aos demais tensoativos, aniônico (SDS) e não-iônico (Unitol L90), que apresentaram comportamento semelhante entre eles, melhorando também a molhabilidade da rocha à água, mas em menor intensidade. As microemulsões de todos os tensoativos estudados mostraram-se efetivas na recuperação de petróleo, obtendo-se 76,92% para o sistema com C16TAB, 67,42% para o SDS e 66,30% para o Unitol L90 de recuperação do óleo residual in place