BR112020009665B1 - Método de extração de hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea - Google Patents
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Abstract
A invenção refere-se ao uso de um tensoativo não-iônico e um tensoativo aniônico para melhorar a injetividade de um poço de injeção, em que o tensoativo não-iônico e o tensoativo aniônico são adicionados à água produzida para formar uma corrente de reinjeção que é injetada em uma formação subterrânea pelo poço de injeção.
Description
[001] A presente invenção refere-se ao uso de uma composição de tensoativo para a reinjeção da água produzida no contexto da produção de hidrocarboneto a partir de uma formação subterrânea.
[002] Hidrocarbonetos (tais como óleo bruto) são extraídos de uma formação subterrânea (ou reservatório) por meio de um ou mais poços de produção perfurados no reservatório. Antes do início da produção, a formação, que é um meio poroso, é saturada com hidrocarbonetos.
[003] A recuperação inicial de hidrocarbonetos é geralmente realizada por técnicas de “recuperação primária”, nas quais são utilizadas apenas as forças naturais presentes no reservatório. Nesta recuperação primária, apenas parte dos hidrocarbonetos é ejetada dos poros pela pressão da formação. Normalmente, uma vez esgotadas as forças naturais e concluída a recuperação primária, ainda resta um grande volume de hidrocarbonetos no reservatório, geralmente mais de dois terços.
[004] Este fenômeno é conhecido há muito tempo e levou ao desenvolvimento de técnicas aprimoradas de recuperação de óleo (IOR). Muitas dessas técnicas de IOR se baseiam na injeção de um fluido no reservatório para produzir uma quantidade adicional de hidrocarbonetos. O fluido usado pode incluir água na forma líquida (opcionalmente em combinação com produtos químicos) ou como vapor. Ele pode ser injetado através de um ou mais poços de injeção.
[005] Como resultado dessa injeção, grandes quantidades de água são, por sua vez, recuperadas dos poços de produção. Isso é chamado de “água produzida”. Se a água produzida for descarregada no meio ambiente, ela deverá ser tratada para descontaminá-la, o que é caro e complexo. Alternativamente, a água produzida pode ser reinjetada na formação subterrânea através dos poços de injeção.
[006] No entanto, neste caso, os poços de injeção tendem a ficar obstruídos ao longo do tempo, devido à presença de pequenas partículas sólidas e óleo residual na água produzida, o que resulta na formação de agregados de maior tamanho. À medida que mais e mais água produzida é reinjetada, a injetividade dos poços de injeção diminui para um nível inaceitavelmente baixo. Para restaurar essa injetividade, os poços de injeção precisam ser limpos por intervenção direta in situ, que é complexa e requer a interrupção da injeção; ou pela injeção de uma composição de limpeza apropriada.
[007] No entanto, as técnicas de limpeza existentes não abordam esse problema de injetividade de maneira eficiente e durável.
[008] O documento FR 3031521 revela um método para melhorar e/ou manter a injetividade de um poço de injeção, usando uma amina alcoxilada graxa, que é um tensoativo catiônico. No entanto, a eficiência deste composto depende fortemente da quantidade e reatividade do óleo.
[009] O documento US 6.972.274 revela um método para restaurar a permeabilidade de uma formação de petróleo subterrânea porosa, usando uma combinação de pelo menos um composto não-iônico e pelo menos um composto catiônico em uma quantidade eficaz para melhorar a permeabilidade da formação. No entanto, a eficiência de um composto catiônico é fortemente dependente da quantidade e reatividade do óleo. Além disso, o documento ensina a usar a combinação de compostos em uma concentração relativamente alta de 0,1 a 10% em peso, o que parece impedir uma injeção contínua.
[010] O documento US 4.690.217 revela um método para melhorar a injetividade de poços de injeção de água usando um tensoativo aniônico. No entanto, o documento ensina a usar esse tensoativo em uma concentração relativamente alta de 0,1 a 5% em peso, o que parece impedir uma injeção contínua.
[011] O documento US 4.464.268 revela um método para restaurar a permeabilidade de um poço de injeção compreendendo o tratamento do poço com uma solução aquosa contendo peróxido de hidrogênio e, opcionalmente, um tensoativo. Novamente, o documento ensina a usar grandes quantidades de produtos químicos.
[012] O documento US 5.501.276 aborda outro problema que é a remoção de fluido de perfuração e bolo do filtro depositado nas paredes de um poço durante operações de perfuração. É feito o uso de uma composição de remoção compreendendo uma solução aquosa de açúcar
[013] O documento US 5.678.631 aborda o problema da limpeza de um sistema e equipamento de poço após as operações de perfuração. É feito uso de um aditivo químico que inclui um álcool alqueno, tal como um terpeno, e uma éter amina ou fluido base
[014] O documento WO 2014/063761 refere-se a uma composição de tratamento de poço, entre outros, compreendendo um tensoativo aniônico lipofílico, um tensoativo hidrofílico não-iônico e um segundo tensoativo não- iônico. Esta composição é usada como fluido espaçador ou lavagem química para um poço, no contexto do processo de cimentação de poços
[015] O documento US 2006/0035789 revela uma mistura de tensoativo para manutenção de poços, incluindo dois tensoativos não-iônicos e um tensoativo aniônico. Esta mistura aborda o problema do bolo de lama formado a partir de fluido de perfuração à base de óleo.
[016] O documento WO 2016/176385 revela uma composição formadora de espuma co-tensoativa para recuperação melhorada de óleo (EOR). A composição compreende um tensoativo não-iônico e um tensoativo aniônico. Ela é usada em particular no contexto de ciclos de água alternada com gás (WAG), em que a injeção de fluido à base de água alterna com a injeção de fluido tipicamente à base de CO2. O objetivo da formação de espuma é desviar o fluxo de CO2 para uma porção da formação subterrânea contendo alta saturação de óleo e, assim, superar o problema associado à canalização do gás que contorna o óleo.
[017] O documento US 4.276.933 revela um método de recuperação de óleo em que primeiramente, uma lama densa aquosa contendo um tensoativo aniônico é injetada na formação subterrânea via um poço de injeção; segundo, é injetada uma lama densa aquosa pós-lavagem contendo um solubilizador não- iônico; e terceiro, um agente de acionamento aquoso é injetado para deslocar a lama densa de tensoativo.
[018] O documento US 4.293.428 descreve um processo de inundação, em que é feito uso de um tensoativo polialcoxilado. O tensoativo deve ser usado em uma alta concentração de volume de 1-20%.
[019] O documento WO 2015/097018 pertence ao campo técnico de descontaminação marinha. É fornecido um método para determinar a composição de uma mistura de tensoativos, compreendendo a preparação de várias misturas de tensoativos, misturando-as com uma solução aquosa e hidrocarbonetos e identificando uma ou mais misturas com uma fase de microemulsão.
[020] Atualmente, ainda existe a necessidade de um método para aumentar a injetividade de um poço de injeção de maneira eficiente e durável, preferivelmente sem o uso de grandes quantidades de produtos químicos.
[021] É um primeiro objeto da invenção fornecer o uso de um tensoativo não-iônico e um tensoativo aniônico para aumentar a injetividade de um poço de injeção, em que o tensoativo não-iônico e o tensoativo aniônico são adicionados à água produzida, para formar uma corrente de reinjeção que é injetado em uma formação subterrânea pelo poço de injeção.
[022] Em algumas modalidades, a injetividade do poço de injeção é aumentada por um fator de pelo menos 1,5, preferivelmente de pelo menos 2 ou de pelo menos 3 ou de pelo menos 4 em relação à injetividade do poço de injeção, quando o tensoativo não-iônico e tensoativo aniônico não estão presentes na corrente de reinjeção contendo água produzida, que é injetada na formação subterrânea pelo poço de injeção.
[023] Em algumas modalidades, a injetividade do poço de injeção é mantida ou restaurada a um nível de pelo menos 30%, preferivelmente pelo menos 50%, mais preferivelmente pelo menos 60% e mais preferivelmente pelo menos 70%, em relação à injetividade máxima do poço de injeção.
[024] Em algumas modalidades, a concentração total do tensoativo não- iônico e tensoativo aniônico na corrente de reinjeção é inferior a 500 ppm, preferivelmente inferior a 200 ppm, mais preferivelmente inferior a 100 ppm e ainda mais preferivelmente inferior a 50 ppm, em peso.
[025] Em algumas modalidades, o tensoativo não-iônico apresenta a fórmula R1-X, em que R1 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3 e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e X é um grupo hidrofílico.
[026] Em algumas modalidades, X é selecionado a partir de grupos polioxialquileno, grupos sorbitano, grupos sorbitano polietoxilados, grupos poliglicerila e grupos glicosídicos.
[027] Em algumas modalidades, -X é -O-(CH2CH2O)p-H, em que p é de 1 a 20 e preferivelmente de 10 a 15
[028] Em algumas modalidades, o tensoativo aniônico é da fórmula R2-Y, em que R2 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3 e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e Y é um grupo hidrofílico.
[029] Em algumas modalidades, Y é selecionado a partir de grupos sulfonato, grupos sulfato e grupos polioxialquileno modificados anionicamente, tais como grupos terminados em sulfonato, terminados em carboxilato ou polioxialquileno terminados em sulfato.
[030] Em algumas modalidades, -Y é -O-(CH2CH(R3)O)m-(CH2CH2O)n-SO3-M+, em que: - R3 é um grupo alifático ou aromático tendo de 1 a 10 átomos de carbono, preferivelmente selecionado a partir dos grupos metila, etila, n-propila e/ou fenila, e mais preferivelmente um grupo metila, - m é de 1 a 20 e preferivelmente de 5 a 10, - n é de 0 a 5 e preferivelmente de 0 a 1, e - M+ é um cátion monovalente, preferivelmente selecionado a partir de Li+, Na+ e K+.
[031] Em algumas modalidades, a proporção em peso de tensoativo aniônico em relação ao total do tensoativo aniônico e tensoativo não-iônico na corrente de reinjeção é de 50 a 95%, preferivelmente de 65 a 90%, mais preferivelmente de 75 a 85%, e ainda mais preferivelmente aproximadamente 80%.
[032] Em algumas modalidades, o tensoativo aniônico e tensoativo não- iônico são adicionados continuamente à água produzida por um período de tempo de pelo menos 1 mês, preferivelmente de pelo menos 2 meses, mais preferivelmente de pelo menos 6 meses.
[033] Em algumas modalidades, a água produzida tem uma salinidade de 10 a 100 g/L.
[034] Em algumas modalidades, o uso acima está em um processo de injeção de água de recuperação de petróleo.
[035] Em algumas modalidades, a natureza e/ou proporções do tensoativo não-iônico e do tensoativo aniônico são selecionadas através da preparação de uma pluralidade de misturas de tensoativo não-iônico, tensoativo aniônico, água produzida ou água produzida simulada e óleo, agitação da pluralidade de misturas e identificação de uma mistura que forneça uma microemulsão de água/óleo.
[036] É um segundo objeto da invenção fornecer um método de extração de hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea, compreendendo: - coletar uma corrente de produção compreendendo hidrocarbonetos e água produzida a partir de pelo menos um poço de produção de hidrocarbonetos; - separar uma corrente de produção em pelo menos uma ou mais correntes de hidrocarbonetos, bem como uma corrente de água produzida; - adicionar continuamente um tensoativo não-iônico e um tensoativo aniônico a pelo menos parte da corrente de água produzida para fornecer uma corrente de reinjeção; e - injetar continuamente a referida corrente de reinjeção na formação subterrânea por pelo menos um poço de injeção.
[037] Em algumas modalidades, o poço de injeção tem uma injetividade que é mantida ou restaurada a um nível de pelo menos 30%, preferivelmente pelo menos 50%, mais preferivelmente pelo menos 60% e mais preferivelmente pelo menos 70%, em relação a sua injetividade máxima.
[038] Em algumas modalidades, a concentração total do tensoativo não- iônico e tensoativo aniônico na corrente de reinjeção é inferior a 500 ppm, preferivelmente inferior a 200 ppm, mais preferivelmente inferior a 100 ppm e ainda mais preferivelmente inferior a 50 ppm, em peso.
[039] Em algumas modalidades, o tensoativo não-iônico apresenta a fórmula R1-X, em que R1 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3 e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e X é um grupo hidrofílico.
[040] Em algumas modalidades, X é selecionado a partir de grupos polioxialquileno, grupos sorbitano, grupos sorbitano polietoxilados, grupos poliglicerila e grupos glicosídicos.
[041] Em algumas modalidades, -X é -O-(CH2CH2O)p-H, em que p é de 1 a 20 e preferivelmente de 10 a 15.
[042] Em algumas modalidades, o tensoativo aniônico apresenta a fórmula R2-Y, em que R2 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3 e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e Y é um grupo hidrofílico.
[043] Em algumas modalidades, Y é selecionado a partir de grupos sulfonato, grupos sulfato e grupos polioxialquileno modificados anionicamente, tais como grupos terminados em sulfonato, terminados em carboxilato ou polioxialquileno terminados em sulfato.
[044] Em algumas modalidades, -Y é -O-(CH2CH(R3)O)m-(CH2CH2O)n-SO3-M+, em que: - R3 é um grupo alifático ou aromático tendo de 1 a 10 átomos de carbono, preferivelmente selecionado a partir dos grupos metila, etila, n-propila e/ou fenila, e mais preferivelmente um grupo metila, - m é de 1 a 20 e preferivelmente de 5 a 10, - n é de 0 a 5 e preferivelmente de 0 a 1, e - M+ é um cátion monovalente, preferivelmente selecionado a partir de Li+, Na+ e K+.
[045] Em algumas modalidades, a proporção em peso de tensoativo aniônico em relação ao total do tensoativo aniônico e tensoativo não-iônico na corrente de reinjeção é de 50 a 95%, preferivelmente de 65 a 90%, mais preferivelmente de 75 a 85%, e ainda mais preferivelmente aproximadamente 80%.
[046] Em algumas modalidades, o método acima é implementado continuamente por um período de tempo de pelo menos 1 mês, preferivelmente de pelo menos 2 meses, mais preferivelmente de pelo menos 6 meses.
[047] Em algumas modalidades, a água produzida tem uma salinidade de 10 a 100 g/L.
[048] Em algumas modalidades, o método acima é um processo de injeção de água para recuperação de petróleo.
[049] A presente invenção aborda a necessidade expressa acima. Em particular, a invenção fornece um método para aumentar a injetividade de um poço de injeção de uma maneira eficiente e durável. Não é necessário usar grandes quantidades de produtos químicos para implementar este método.
[050] Isto é possível pela combinação de um tensoativo aniônico e um tensoativo não-iônico na água produzida reinjetada. Uma seleção dos tensoativos e de suas respectivas quantidades pode ser realizada para otimizar a eficácia do aprimoramento da injetividade.
[051] A invenção também pode fornecer uma ou mais das seguintes vantagens: - o custo dos tensoativos utilizados na invenção é relativamente baixo em comparação com os métodos das anterioridades, como por exemplo aqueles que envolvem o uso de tensoativos catiônicos; - o aumento da injetividade é maior do que na anterioridade; - o aumento da injetividade é alcançado por um longo período de tempo; - a invenção pode ser implementada com uma grande variedade de tensoativos; - a invenção pode ser implementada em vários níveis de salinidade, incluindo altos níveis de salinidade; - os tensoativos utilizados na invenção podem apresentar baixa ou nenhuma toxicidade e serem amigáveis ao meio ambiente; - a invenção pode ser implementada com uma quantidade total baixa de tensoativos.
[052] Nas Figuras 1 e 2, a injetividade foi plotada em experimentos de teste, respectivamente, de acordo com os exemplos 2 e 3 abaixo. A injetividade, como uma porcentagem da injetividade inicial pode ser lida no eixo Y, enquanto o volume injetado pode ser lido no eixo X (em volumes de poros).
[053] A invenção será agora descrita em mais detalhes, sem limitação, na descrição a seguir.
[054] Os tensoativos são compostos que compreendem um grupo hidrofílico (ou cabeça hidrofílica) e um grupo hidrofóbico (ou cauda hidrofóbica). Dependendo da natureza da cabeça hidrofílica, eles são classificados em tensoativos aniônicos (ou seja, o grupo hidrofílico compreende um grupo carregado negativamente quando o tensoativo está em água), tensoativos catiônicos (ou seja, o grupo hidrofílico compreende um grupo carregado positivamente quando o tensoativo está em água), tensoativos zwitteriônicos (ou seja, o grupo hidrofílico compreende um grupo aniônico e um grupo catiônico quando o tensoativo está em água) e tensoativos não-iônicos (ou seja, o grupo hidrofílico não compreende nenhum grupo iônico quando o tensoativo está em água).
[055] A invenção se baseia no uso de um tensoativo aniônico juntamente com um tensoativo não-iônico. Mais de um tensoativo aniônico pode ser usado e/ou mais de um tensoativo não-iônico pode ser usado.
[056] Em algumas modalidades, o Balanço Hidrofílico-Lipofílico (HLB) do ou de cada tensoativo aniônico é de 1 a 15, preferivelmente de 5 a 12.
[057] Em algumas modalidades, o HLB do ou de cada tensoativo não-iônico é de 2 a 18, preferivelmente de 4 a 15.
[058] O HLB é determinado de acordo com o método de Davies descrito na referência a seguir: Davies, A quantitative kinetic theory of emulsion type, I. Physical chemistry of the emulsifying agent, Gas/Liquid and Liquid/Liquid Interface, in Proceedings of the International Congress of Surface Activity (1957): 426-438.
[059] O tensoativo não-iônico é preferivelmente de fórmula R1-X, em que R1 é um grupo alifático, linear ou ramificado, saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3, e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e X é um grupo hidrofílico (não-iônico).
[060] Este tensoativo pode ser um composto único ou uma mistura de compostos de fórmula R1-X. Nesse caso, a palavra "médio" no parágrafo acima deve ser entendida como "média molar"
[061] R1 pode ser em particular um grupo alquila ou um grupo alquilarila.
[062] Em algumas modalidades, o grupo hidrofílico X é selecionado a partir de grupos polioxialquileno, grupos sorbitanos, grupos sorbitanos polietoxilados, grupos poliglicerila e grupos glicosídicos.
[063] Em algumas modalidades, o tensoativo não-iônico é um composto de alquilalcoxilato (R1 sendo um grupo alquila e X sendo um grupo alcoxilato ou polialcoxilato).
[064] Em algumas modalidades, o tensoativo não-iônico é da fórmula R1 O (CH2CH2O)p-H, em que R1 é como definido acima e é preferivelmente um grupo alquila e p é um número de 1 a 20 e preferivelmente de 10 a 15. O número p pode ser um número inteiro ou não (se ele corresponder a um grau médio de etoxilação).
[065] O tensoativo aniônico é preferivelmente da fórmula R2-Y, em que R2 é um grupo alifático, linear ou ramificado, saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3 e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e Y é um grupo hidrofílico (aniônico).
[066] R2 pode ser em particular um grupo alquila ou um grupo alquilarila.
[067] Em algumas modalidades, o grupo hidrofílico Y é selecionado a partir de grupos sulfonato, grupos sulfato e grupos polioxialquileno modificados anionicamente, tais como grupos terminados em sulfonato, terminados em carboxilato ou polioxialquileno terminados em sulfato.
[068] Em algumas modalidades, o tensoativo aniônico é um alquiléter sulfato. O referido alquiléter sulfato é preferivelmente da seguinte fórmula esquemática:
[069] R2-O-(CH2CH(R3)O)m-(CH2CH2O)n-SO3-M+,
[070] em que: - R2 é como definido acima; - R3 é um grupo alifático ou aromático tendo de 1 a 10 átomos de carbono, e preferivelmente 1 a 6 átomos de carbono, - m é de 1 a 20 e preferivelmente de 5 a 10, - n é de 0 a 5 e preferivelmente de 0 a 1, e - M+ é um cátion monovalente, preferivelmente selecionado a partir de Li+, Na+ e K+, e mais preferivelmente Na+.
[071] Em algumas modalidades, R3 é um grupo alquila ou um grupo arila.
[072] Em algumas modalidades, R3 é selecionado a partir dos grupos metila, etila, n-propila e/ou fenila. É preferido um grupo metila, caso em que o tensoativo compreende grupos propóxi.
[073] Os números m e n, respectivamente, correspondem de maneira conhecida ao número médio de grupos alcóxi e etóxi presentes no tensoativo. Eles podem ser números inteiros ou não (se uma mistura de moléculas diferentes for usada).
[074] A soma m + n é de 1 a 25 e preferivelmente de 5 a 10.
[075] Em variações preferidas, m > n.
[076] De acordo com a invenção, os hidrocarbonetos na fase gasosa e/ou líquida são recuperados a partir de uma formação subterrânea. Preferivelmente, a recuperação de hidrocarbonetos inclui a recuperação de petróleo.
[077] A água dentro da formação subterrânea pode ter uma salinidade de 0 a 250 g/L. A salinidade é definida na presente invenção como a concentração total de sais inorgânicos dissolvidos em água, incluindo por exemplo NaCl, CaCl2, MgCl2 e quaisquer outros sais inorgânicos.
[078] A temperatura dentro da formação subterrânea pode variar de 25 a 140°C. Se a temperatura for relativamente baixa, como por exemplo não superior a 70°C, podem ser utilizados tensoativos aniônicos que compreendem um grupo sulfato. Caso contrário, pode ser preferido usar tensoativos aniônicos compreendendo um grupo sulfonato ou carboxilato.
[079] Uma corrente de produção é recuperada da formação subterrânea através de um ou mais poços de produção.
[080] A corrente de produção compreende hidrocarbonetos, água produzida e possivelmente outros componentes, tais como sólidos e produtos químicos adicionados.
[081] A corrente de produção pode ser separada em uma ou mais correntes de hidrocarbonetos (por exemplo, uma corrente de hidrocarboneto líquido e/ou uma corrente de hidrocarboneto gasosa), opcionalmente uma ou mais correntes de sólidos (tais como uma corrente de sólidos pesados e uma corrente de sólidos finos) e uma corrente de água produzida, em uma ou mais unidades de separação. Dita separação pode ser realizada, por exemplo, por decantação (principalmente em um ou mais separadores, separadores API ou tanques de água), flotação, separação ciclônica (hidrociclones), centrifugação e/ou filtração.
[082] Parte ou a totalidade (preferivelmente toda) da corrente de água produzida é reinjetada na formação subterrânea, na forma de uma assim chamada corrente de reinjeção, através de um ou mais poços de injeção. Água que não seja água produzida (tal como água doce) pode ser adicionada à água produzida para formar a corrente de reinjeção, se necessário.
[083] Em algumas modalidades, a corrente de reinjeção pode compreender óleo em uma proporção em peso de 1 a 200 ppm, preferivelmente de 1 a 100 ppm e ainda mais preferivelmente de 1 a 50 ppm
[084] Em algumas modalidades, a corrente de reinjeção pode compreender partículas sólidas em uma proporção em peso de 1 a 200 ppm, preferivelmente de 2 a 100 ppm e ainda mais preferivelmente de 5 a 20 ppm.
[085] As partículas sólidas são preferivelmente partículas minerais.
[086] O tamanho máximo de partícula das partículas sólidas (Dv100) pode, por exemplo, variar de 1 μm a 20 μm, preferivelmente de 1 a 10 μm.
[087] O tensoativo aniônico e o tensoativo não-iônico mencionados acima são adicionados à água para formar a corrente de reinjeção. Outros aditivos podem opcionalmente ser adicionados à corrente de reinjeção, tais como outros tensoativos, sais, agentes de sacrifício, polímeros de controle de mobilidade, agentes de ajuste de pH, solventes e/ou agentes de marcação.
[088] Alternativamente, uma batelada de ácido pode ser adicionada para dissolver parcialmente as partículas sólidas da água produzida.
[089] Em algumas modalidades, a recuperação de hidrocarbonetos é realizada em um processo de injeção de água. Em um processo de injeção de água, apenas água (neste caso, incluindo ou consistindo em água produzida) é injetada na formação subterrânea. Nenhum gás é injetado. A injeção de água é um exemplo de recuperação secundária de hidrocarbonetos.
[090] Os tensoativos aniônicos e não-iônicos da invenção podem ser fornecidos como uma composição que é adicionada à água para fornecer a corrente de reinjeção. Alternativamente, os tensoativos podem ser adicionados separadamente à água para fornecer a corrente de reinjeção.
[091] Em algumas modalidades, a concentração total de tensoativo(s) não- iônico(s) e tensoativo(s) aniônico(s) na corrente de reinjeção é inferior a 500 ppm, ou inferior a 400 ppm, ou inferior a 300 ppm, ou inferior a 200 ppm, ou inferior a 100 ppm, ou inferior a 75 ppm, ou inferior a 50 ppm, ou inferior a 30 ppm, ou inferior a 20 ppm, em peso.
[092] Em alguns casos, parte dos tensoativos introduzidos na formação subterrânea é recuperada na água produzida. Nesses casos, a adição de tensoativos frescos para formar a corrente de reinjeção leva em consideração os tensoativos já presentes na água produzida.
[093] Em algumas modalidades, a proporção em peso relativa de tensoativo(s) aniônico(s) em relação ao total de tensoativo(s) aniônico(s) e tensoativo(s) não-iônico(s) na corrente de reinjeção pode ser de 10 a 40%, ou de 40 a 50%, ou de 50 a 60%, ou de 60 a 65%, ou de 65 a 70%, ou de 70 a 75%, ou de 75 a 80%, ou de 80 a 85%, ou de 85 a 90%, ou de 90 a 95%, ou de 95 a 98%. Intervalos de 50 a 95%, de 65 a 90% e de 75 a 85% são particularmente interessantes.
[094] Os tensoativos da invenção podem ser adicionados à água em um ou mais pontos de injeção a montante do fundo do(s) poço(s) de injeção, ou na cabeça do(s) poço(s) de injeção, ou a jusante da(s) ou na(s) unidade(s) de separação.
[095] A invenção proporciona um aprimoramento da injetividade do(s) poço(s) de injeção, através da qual é introduzida a corrente de reinjeção complementada com tensoativo.
[096] A injetividade de um poço de injeção é definida na presente invenção como a razão da taxa de fluxo da corrente que é injetada via poço de injeção (que neste caso é a corrente de reinjeção) para a queda de pressão entre a pressão do fundo do poço e a pressão do reservatório a uma distância do poço.
[097] A invenção pode ser implementada de maneira preventiva e/ou curativa, isto é, para prevenir ou reduzir uma diminuição na injetividade que é possível ou provável; e/ou aumentar a injetividade, após uma diminuição da injetividade.
[098] Se vários poços de injeção forem utilizados no contexto da produção de hidrocarbonetos, a invenção poderá ser implementada em um ou mais desses poços de injeção, simultaneamente ou em diferentes momentos no tempo.
[099] Preferivelmente, a invenção pode ser implementada de maneira contínua, ou seja, a corrente de reinjeção compreendendo os tensoativos da invenção é continuamente injetada na formação subterrânea, por um período de tempo de pelo menos 1 dia, ou pelo menos 1 semana, ou pelo menos 1 mês, ou pelo menos 2 meses, ou pelo menos 3 meses, ou pelo menos 4 meses, ou pelo menos 6 meses, ou pelo menos 1 ano, ou pelo menos 2 anos, ou pelo menos 3 anos.
[100] Em algumas modalidades, a invenção torna possível aumentar a injetividade de um poço de injeção por um fator de pelo menos 1,5 ou pelo menos 2, ou pelo menos 3, ou pelo menos 4, ou pelo menos 5, ou pelo menos 6.
[101] Este fator de aumento é definido como a razão da injetividade do poço de injeção em um momento, em que a invenção é implementada (isto é, quando a corrente de reinjeção compreende os tensoativos da invenção) em relação à injetividade da injeção em um ponto no tempo antes da implementação da invenção (ou seja, no momento em que a corrente de reinjeção ainda não compreende os tensoativos da invenção).
[102] Em algumas variações, esse fator de aumento é definido com mais precisão como a razão da injetividade média sobre o tempo da injeção, quando a invenção é implementada, para a injetividade mínima do poço de injeção durante o período de tempo antes da invenção ser implementada.
[103] Em outras variações, esse fator de aumento é definido com mais precisão como a razão da injetividade do poço de injeção um mês após o início da implementação da invenção, para a injetividade do poço de injeção um mês antes do início da implementação da invenção, em que o início da implementação da invenção é o ponto no tempo, em que os tensoativos da invenção são adicionados pela primeira vez à água produzida.
[104] Em algumas modalidades, a invenção torna possível manter ou restaurar a injetividade do poço de injeção a um nível de pelo menos 30%, ou pelo menos 40%, ou pelo menos 50%, ou pelo menos 60%, ou pelo menos 70%, ou pelo menos 80%, em relação à injetividade máxima do poço de injeção que foi observada.
[105] Normalmente, a injetividade máxima de um poço de injeção é alcançada no início do uso do poço de injeção, antes que qualquer entupimento do poço de injeção tenha a chance de ocorrer.
[106] Em uma variação preferida, a natureza e/ou as proporções dos tensoativos aniônicos e não-iônicos são selecionadas em uma etapa de seleção implementada antes de realmente adicionar os tensoativos à água produzida para formar a corrente de reinjeção, tal como descrito acima. Esta etapa preliminar de seleção permite otimizar a eficácia dos tensoativos, dependendo das características da formação subterrânea.
[107] Para este fim, várias misturas são preparadas.
[108] Cada mistura compreende uma porção de água produzida (ou de uma solução aquosa com as mesmas propriedades que a água produzida a partir da formação subterrânea e, em particular, com a mesma salinidade), uma proporção de hidrocarbonetos (como o óleo recuperado a partir da formação subterrânea ou óleo com propriedades semelhantes ao óleo recuperado da formação subterrânea), uma porção de pelo menos um tensoativo aniônico e uma porção de pelo menos um tensoativo não-iônico que devem ser testados.
[109] Por exemplo, se um determinado tensoativo aniônico A e um determinado tensoativo não-iônico B forem utilizados, as diferentes misturas poderão incluir proporções relativas diferentes de A e B.
[110] Se vários tensoativos aniônicos possíveis forem contemplados para uso com um determinado tensoativo não-iônico B, as diferentes misturas poderão incluir combinações diferentes de vários tensoativos aniônicos com o tensoativo não-iônico B (possivelmente em diferentes proporções possíveis).
[111] Se vários tensoativos não-iônicos possíveis forem contemplados para uso com um determinado tensoativo aniônico A, as diferentes misturas poderão incluir combinações diferentes de vários tensoativos não-iônicos com o tensoativo aniônico A (possivelmente em diferentes proporções possíveis).
[112] Se vários tensoativos não-iônicos possíveis e também tensoativos aniônicos forem contemplados, as diferentes misturas poderão incluir combinações diferentes de vários tensoativos não-iônicos e vários tensoativos aniônicos (possivelmente em diferentes proporções possíveis).
[113] Cada mistura é agitada, por exemplo, em um frasco ou outro recipiente, e o aspecto visual das várias misturas é comparado. Cada mistura é deixada em pé até que seja estabelecido um equilíbrio entre as diferentes fases. Quando um equilíbrio é obtido, as misturas são classificadas em três tipos de sistemas.
[114] Em algumas das misturas, gotas de óleo podem ser dispersas na fase aquosa ("emulsão óleo-em -água" ou "Winsor 1"). Em outras, gotas de água podem ser dispersas na fase oleosa ("emulsão água em óleo" ou "Winsor 2"). Em outras ainda, uma terceira fase intermediária pode ser obtida, com uma microemulsão óleo/água contendo aproximadamente a mesma quantidade de água que o óleo. A referida "microemulsão" ("Winsor 3") é caracterizada por ser estável ao longo do tempo e não segregar em uma fase oleosa e uma fase aquosa.
[115] Uma vez identificadas uma ou mais misturas nas quais essa microemulsão está presente, a natureza e/ou proporções dos tensoativos para a implementação da invenção são selecionadas de acordo com esta mistura ou com uma dessas misturas.
[116] O presente teste pode ser realizado à temperatura ambiente, ou preferivelmente à temperatura média do fundo do poço de injeção.
[117] Os exemplos a seguir ilustram a invenção sem limitá-la.
[118] Uma configuração experimental foi feita em um laboratório para simular o comportamento de um poço de injeção.
[119] Um tubo de vidro cilíndrico foi preenchido com um meio poroso. As dimensões da área preenchida do tubo eram 17 x 2 x 2 mm. O meio poroso foi feito com microesferas de vidro. Sua porosidade estava compreendida entre 38 e 42%. As microesferas de vidro tinham um diâmetro de 38-45 μm. O diâmetro estimado dos poros era de 4-10 μm. A permeabilidade determinada experimentalmente foi de 2-3 D.
[120] Várias correntes de líquido foram circuladas através do tubo de ensaio e coletadas como um resíduo na saída do tubo de ensaio. Um medidor de vazão estava presente na saída do tubo de ensaio. Os sensores de pressão estavam presentes na entrada e na saída do tubo de teste, para medir a queda de pressão no tubo de ensaio. O tubo de ensaio foi iluminado por uma luz branca e o conteúdo do tubo de ensaio foi monitorado visualmente por microscopia óptica assistida por câmera.
[121] A corrente de líquido recebida foi retirada de um recipiente com temperatura controlada. Foi fornecido um borbulhador entre o referido recipiente e a entrada do tubo de ensaio, a fim de impedir qualquer entrada de gás.
[122] Um controlador de pressão foi usado para ajustar a pressão na entrada do tubo de ensaio em função da vazão medida, de modo a manter a vazão no nível desejado. A velocidade linear média correspondente a essa vazão no meio poroso foi de 6 cm/min.
[123] A corrente de líquido era uma recriação de água produzida. Ela foi feita de água com uma salinidade de 67 g/L, à qual foram adicionados os seguintes componentes: - óleo bruto com uma concentração em peso de 200 ppm, com uma viscosidade de 154 cP a 25°C e uma gravidade API de 21,2°; - partículas sólidas de quartzo com uma concentração em peso de 100 ppm, tendo um diâmetro médio de partícula DV50 de 1,6 μm; - opcionalmente, vários tensoativos.
[124] Verificou-se que aglomerados de partículas sólidas e óleo nessa corrente líquida têm um diâmetro máximo de 18 μm.
[125] A injetividade nesta configuração experimental foi determinada como a razão entre a vazão e a queda de pressão entre a entrada e a saída do tubo de ensaio.
[126] A configuração experimental do exemplo 1 foi usada para testar um tensoativo catiônico (sal de amônio quaternário)
[127] Como uma primeira etapa (A), a corrente líquida foi injetada sem nenhum tensoativo. Nesta primeira etapa, a injetividade diminuiu para aproximadamente 10% da injetividade inicial (máxima). Então, como uma segunda etapa (B), o tensoativo catiônico foi adicionado à corrente líquida de entrada a uma concentração em peso de 50 ppm. Verificou-se que a injetividade nesta segunda etapa aumenta novamente para um valor médio de 40% da injetividade inicial, sem qualquer estabilização da injetividade. Como uma terceira etapa (C), a adição do tensoativo foi interrompida e a injetividade foi observada diminuindo progressivamente de volta ao nível atingido na etapa (A).
[128] Os resultados detalhados são mostrados na figura 1.A inspeção visual do conteúdo do tubo de ensaio revelou que, quando o tensoativo catiônico é usado, um fluxo difásico de óleo e água está presente dentro dos poros, em que a fase oleosa tende a revestir a superfície das microesferas de vidro, e as partículas sólidas são transportadas dentro da fase oleosa.
[129] A configuração experimental do exemplo 1 foi usada para testar uma mistura que consiste em 80% em peso de um tensoativo aniônico (Aspiro S8310 da BASF, contendo um grupo alquiléter sulfato) e 20% em peso de um tensoativo não-iônico (contendo um grupo alcoxilato de alquila)
[130] Como uma primeira etapa (A), a corrente líquida foi injetada sem nenhum tensoativo. Nesta primeira etapa, a injetividade diminuiu para aproximadamente 10% da injetividade inicial (máxima). Então, como uma segunda etapa (B), a mistura de tensoativos foi adicionada à corrente líquida de entrada a uma concentração de peso total de 100 ppm. Verificou-se que a injetividade nesta segunda etapa aumenta novamente para um valor médio e estável de aproximadamente 70% da injetividade inicial.
[131] Os resultados detalhados são mostrados na figura 2.
[132] A inspeção visual do conteúdo do tubo de ensaio revelou que, quando a mistura de tensoativo aniônico e não-iônico é usada, gotículas de óleo e pequenas partículas sólidas são transportadas separadamente na fase aquosa.
Claims (10)
1. Método de extração de hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: - coletar uma corrente de produção compreendendo hidrocarbonetos e água produzida a partir de pelo menos um poço de produção de hidrocarbonetos; - separar a corrente de produção em pelo menos uma ou mais correntes de hidrocarbonetos, bem como uma corrente de água produzida; - adicionar continuamente um tensoativo não-iônico e um tensoativo aniônico a pelo menos parte da corrente de água produzida para fornecer uma corrente de reinjeção; e - injetar continuamente a referida corrente de reinjeção na formação subterrânea por pelo menos um poço de injeção, em que: o tensoativo aniônico é de fórmula R2-Y, em que R2 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3, e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e Y é -O-(CH2CH(R3)O)m-(CH2CH2O)n-SO3-M+, em que: - R3 é um grupo alifático ou aromático tendo de 1 a 10 átomos de carbono, - m é de 1 a 20, - n é de 0 a 5, e - M+ é um cátion monovalente.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o poço de injeção tem uma injetividade que é mantida ou restaurada a um nível de pelo menos 30%, preferencialmente pelo menos 50%, mais preferencialmente pelo menos 60%, e mais preferencialmente pelo menos 70%, em relação a injetividade máxima da mesma.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a concentração total de tensoativo não-iônico e de tensoativo aniônico na corrente de reinjeção é inferior a 500 ppm, preferencialmente inferior a 200 ppm, mais preferencialmente inferior a 100 ppm e ainda mais preferencialmente inferior a 50 ppm, em peso.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o tensoativo não-iônico é de fórmula R1-X, em que R1 é um grupo alifático saturado ou insaturado ou aromático tendo de 10 a 18 átomos de carbono, um grau médio de insaturação de 0 a 3, e um grau médio de ramificação de 0 a 5, e X é um grupo hidrofílico.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que X é selecionado a partir de grupos polioxialquileno, grupos sorbitano, grupos sorbitano polietoxilado, grupos poliglicerila e grupos glicosídicos.
6. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que -X é -O-(CH2CH2O)p-H, em que p é de 1 a 20 e preferencialmente de 10 a 15.
7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que: - R3 é selecionado a partir dos grupos metila, etila, n-propila e/ou fenila, e mais preferencialmente um grupo metila, - m é de 5 a 10, - n é de 0 a 1, e - M+ é selecionado a partir de Li+, Na+ e K+.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a proporção em peso de tensoativo aniônico em relação ao total de tensoativo aniônico e tensoativo não-iônico na corrente de reinjeção é de 50 a 95%, preferencialmente de 65 a 90%, mais preferencialmente de 75 a 85%, e ainda mais preferencialmente aproximadamente 80%.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de ser implementado continuamente por um período de tempo de pelo menos 1 mês, preferencialmente de pelo menos 2 meses, mais preferencialmente de pelo menos 6 meses.
10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que a água produzida tem uma salinidade de 10 a 100 g/L.
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