Injeção de tensoativos e vapor visando ao aumento do fator de recuperação em campos de óleos pesados

Abstract

Fossil fuels predominate in the global energy matrix. Oil is the main energy source, therefore, it is necessary to maintain production at levels capable of meeting the demand, which is estimated at 30% more by the year 2040 compared to 2010. Therefore, increasing the oil recovery of a reservoir is an essential goal in the oil sector and, in this sense, alternative and complementary methodologies have been developed to allow exploration in reservoirs that are no longer considered economically viable. The revitalization of these production areas represents the extension of production life, besides offering significant opportunities for the expansion of world reserves. Thus, this work aims to apply two methods of advanced recovery simultaneously: thermal and chemical methods, in particular the injection of steam and surfactant, for the recovery of heavy oil. The experimental study investigated the application of non-ionic surfactant solutions (Nonylphenol Ethoxylate - NP-10EO and NP100EO) combined with steam injection in banks, using different injection configurations: V (Conventional Steam), SV (Surfactant + Steam), VS (Steam + Surfactant), SVS (Surfactant + Steam + Surfactant) and SVA (Surfactant + Steam + Water). The surfactant NP-100EO (0.5% m/m) combined with steam showed higher oil recovery than conventional steam (45.19%), highlighting the configurations: SVS (65.06%) and SVA (65.88%). Furthermore, it presents lower adsorption capacity, which enhances its application, since adsorption is one of the factors that impact the use of surfactant in Enhanced Oil Recovery (EOR). The results of this study have validated the proposed technique of steam and surfactant flooding; therefore, the technique can boost the revitalization of marginal fields to ensure the extension of production and stimulating local and regional development.

Os combustíveis fósseis predominam na matriz energética global, pois o petróleo corresponde à principal fonte energética, sendo assim, necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização desses reservatórios representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como intuito aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga utilizar soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado - NP-10EO e NP-100EO) aliado a injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto a concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO(0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou resultados melhores no fator de recuperação que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional.