Ana Paula Tertuliano Dantas
Título
EFEITOS DA ADIÇÃO DE SURFACTANTES NA INTERAÇÃO ÁGUA-ÓLEO DE FORMAÇÕES CARACTERÍSTICAS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO
Resumo
Esta pesquisa teve como objetivo estudar a aplicabilidade de surfactantes comerciais na recuperação avançada de petróleo, com a finalidade de maximizar a produção de óleo de reservatórios carbonáticos do Pré-Sal brasileiro. Para isto, foram feitas análises da interação fluido-fluido entre soluções de surfactantes de diferentes tipos com óleo e salmoura representativos de campos do Pré-Sal. Foi determinada a Concentração Micelar Crítica (CMC) dos surfactantes estudados, de modo a mensurar a concentração a ser utilizada, seguida pela estabilidade química e térmica dos surfactantes na água de formação e a influência da salinidade da mesma no comportamento de fases, através de uma triagem de salinidade. Por fim, após a determinação da compatibilidade dos surfactantes nas condições de reservatório, estudou-se a tensão interfacial entre a salmoura contendo surfactantes e óleo extraído de campo do Pré-Sal. Os resultados mostraram os surfactantes anfóteros como os mais estáveis nas condições de salinidade e temperatura às quais foram submetidos, com salinidades ótimas de aplicação variando entre 60.000 ppm e 150.000 ppm. Os resultados de tensão interfacial estiveram alinhados com o mencionado, com redução de uma ordem de grandeza após a adição de surfactantes.
Abstract
This research aimed to study the suitability of commercial surfactants in enhanced oil recovery, with the purpose of maximizing the oil production of Brazilian pre-salt carbonate reservoirs. For this, analysis of fluid-fluid interaction between different types of surfactant solutions with oil and representative brine from Pre-Salt fields. The Critical Micelar Concentration (CMC) of the surfactants were determined to measure the concentration to be used, followed by determination of chemical and thermal stability of the surfactants in formation water and the influence of its salinity on the behavior of phases, through a salinity scan. Finally, after determining the suitability of the surfactants at reservoir conditions, the interfacial tension of the system containing brine, surfactant and oil extracted from a Pre-Salt field was studied. The results showed the amphoteric surfactants as the most stable at the salinity and temperature conditions to which they have been tested, with optimal application salinities ranging between 60,000 ppm and 150,000 ppm. The results for interfacial tension were aligned with mentioned results, indicating reduction of one order of magnitude with surfactant addition.
