Estudo da influência de sistemas microemulsionados na molhabilidade de arenitos e na recuperação avançada de petróleo

Sandstone-type reservoir rocks are commonly responsible for oil accumulation. The wettability is an important parameter for the physical properties of the container, since it interferes in characteristics such as relative permeability to the aqueous phase, residual oil distribution in the reservoir, operating characteristics with waterflood and recovery of crude oil. This study applied different types of microemulsion systems - MES - in sandstone reservoirs and evaluated their influences on wettability and residual oil recovery. For this purpose, four microemulsion were prepared by changing the nature of ionic surfactants (ionic and nonionic). Microemulsions could then be characterized by surface tension analysis, density, particle diameter and viscosity in the temperature range 30° C to 70° C. The studied oil was described as light and the sandstone rock was derived from the Botucatu formation. The study of the influence of microemulsion systems on sandstone wettability was performed by contact angle measurements using as parameters the rock treatment time with the MES and the time after the brine surface contact by checking the angle variation behavior. In the study results, the rock was initially wettable to oil and had its wettability changed to mixed wettability after treatment with MES, obtaining preference for water. Regarding rock-MES contact time, it was observed that the rock wettability changed more when the contact time between the surface and the microemulsion systems was longer. It was also noted only a significant reduction for the first 5 minutes of interaction between the treated surface and brine. The synthesized anionic surfactant, commercial cationic, commercial anionic and commercial nonionic microemulsion systems presented the best results, respectively. With regard to enhanced oil recovery performance, all systems showed a significant percentage of recovered oil, with the anionic systems presenting the best results. A percentage of 80% recovery was reached, confirming the wettability study results, which pointed the influence of this property on the interaction of fluids and reservoir rock, and the ability of microemulsion systems to perform enhanced oil recovery in sandstone reservoirs.

Agência Nacional do Petróleo - ANP

As rochas reservatório do tipo arenito são comumente responsáveis por acumulações de petróleo. A molhabilidade é um parâmetro fundamental para as propriedades físicas do reservatório, uma vez que interfere em características como a permeabilidade relativa à fase aquosa, a distribuição de óleo residual no reservatório, as características de exploração com inundações de água e a recuperação do petróleo bruto. Este estudo consistiu em aplicar diferentes tipos de sistemas microemulsionados - SME - nos reservatórios de arenito e avaliar as suas influências na molhabilidade e na recuperação do petróleo residual. Para tanto, foram obtidos quatro sistemas microemulsionados diferindo quanto à natureza iônica dos tensoativos (iônicos e não iônico). A caracterização dos sistemas obtidos revelaram microemulsões, que através de análises de tensão superficial, massa específica, diâmetro de partícula e viscosidade numa faixa de temperatura de 30 a 70°C foram caracterizadas. O petróleo estudado foi caracterizado como do tipo leve e a rocha arenito é proveniente da formação Botucatu. O estudo da influência dos sistemas microemulsionados na molhabilidade do arenito foi realizado através de medidas de ângulos de contato utilizando como parâmetros o tempo de tratamento da rocha com SME e após o contato salmoura-superficie, verificando o comportamento da variação de ângulo. Os resultados desse estudo mostraram que a rocha inicialmente de molhabilidade mista, para após tratamento com os SME, teve sua molhabilidade invertida para molhável a água. Em relação ao tempo de contato rocha-SME, foi evidenciado que a molhabilidade da rocha teve mais alteração quando houve maior tempo de contanto entre sua superfície e os sistemas microemulsionados, como também que só houve uma redução significativa para os primeiros 5 minutos de interação entre a superfície já tratada e a salmoura. Os melhores resultados foram para o sistema microemulsionado aniônico de tensoativo sintetizado, o catiônico comercial, o aniônico comercial e não iônico, respectivamente. Para a atuação dos sistemas na recuperação avançada de petróleo, todos apresentaram um percentual significativo de óleo recuperado, com os melhores resultados para o sistema aniônico, que atingiu a um percentual de 80% de recuperação, comprovando os resultados do estudo da molhabilidade, que mostrou a influência desta propriedade sobre a interação entre os fluidos e a rocha reservatório e a capacidade dos sistemas microemulsionados para a recuperação avançada de petróleo em reservatórios de arenito.