Desenvolvimento de tensoativos e sistemas microemulsionados para recuperação de petróleo

The high concentration of residual oil is one of the greatest problems found in petroleum mature fields. In these reservoirs, different enhanced oil recovery methods (EOR) can be used, highlighting the microemulsion injection. The microemulsion has showed to be efficient in petroleum recovery due to its ability to promote an efficient displacement of the petroleum, acting directly in the residual oil. In this way, this research has as objective the study of microemulsion systems obtained using a commercial surfactant (TP), determining microemulsion thermal stabilities and selecting points inside the pseudoternary phases diagram, evaluating its efficiencies and choosing the best system, that has the following composition: TP as surfactant (S), isopropyl alcohol as co-surfactant (C), kerosene as oil phase, water as aqueous phase, C/S ratio = 1, and 5% sodium p-toluenesulfonate as hydrotope; being observed the following parameters for the selection of the best pseudoternary phases diagram: C/S ratio, co-surfactant nature and addition of hydrotope to the system. The efficiency in petroleum recovery was obtained using two sandstone formation systems: Assu and Botucatu. The study of thermal stabilities showed that as the concentration of active matter in the system increased, the thermal stability also increased. The best thermal stability was obtained using point F (79.56 0C). The system that presented the best recovery percentile between the three selected (3) was composed by: 70% C/S, 2% kerosene and 28% water, with 94% of total recovery efficiency and 60% with microemulsion injection, using the Botucatu formation, that in a general way presented greater efficiencies as compared with the Assu one (81.3% of total recovery efficiency and 38.3% with microemulsion injection)

Um dos grandes problemas encontrados nos campos maduros é a alta saturação de óleo residual. Nesses campos, a injeção de microemulsão pode ser utilizada na recuperação de petróleo, pois esta tem se mostrado eficiente na recuperação de petróleo devido à obtenção de um deslocamento eficiente do petróleo, atuando diretamente no óleo residual. Esse trabalho tem como objetivo estudar sistemas microemulsionados para a recuperação de petróleo, determinando suas estabilidades térmicas e avaliando suas eficiências de recuperação. Os sistemas microemulsionados selecionados foram obtidos escolhendo-se pontos no diagrama de fases, com a seguinte composição: co-tensoativo, álcool iso-propílico (razão C/T=1), querosene, tensoativo (TP) e 5% de ptoluenosulfonato de sódio (hidrótropo). Para a escolha desse diagrama de fases foram avaliadas: a razão C/T, o co-tensoativo e a adição de hidrótropo ao sistema. As formações estudadas na recuperação de petróleo foram: a Assu e a Botucatu. O estudo das estabilidades térmicas do sistema apontou que à medida que se aumentou a concentração de matéria ativa, aumentava-se a estabilidade térmica do mesmo. A maior estabilidade térmica foi obtida no ponto F (79,56 0C). Dos pontos selecionados (3) o sistema que apresentou o maior percentual de recuperação foi obtido com o sistema constituído de 70% C/T, 2% de querosene e 28% de água, levando a 94 % de eficiência total e 60% de injeção de microemulsão, utilizando-se a formação Botucatu, que no geral apresentou eficiências maiores do que a formação Assu (81,3 % de eficiência total e 38,3% com microemulsão)