BR112021015225A2 - Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito, e, método de recuperação melhorada de óleo de um reservatório com arenito - Google Patents
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Abstract
composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito, e, método de recuperação melhorada de óleo de um reservatório com arenito. a presente divulgação fornece uma composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito que inclui (a) um agente de alteração de molhabilidade não iônico que tem a fórmula (i): (i) e (b) um fluido de injeção. para a fórmula (i), r é um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado, onde r pode ter um número de carbonos de c4 a c10, x é de 3 a 10 e y é de 1 a 20. o fluido de injeção pode ser selecionado a partir do grupo que consiste em água do mar, água modificada, salmoura de injeção, salmoura produzida ou combinações das mesmas. o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito pode ser de 0,01 por cento em peso (% em peso) a 20% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito. a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito pode ser usada em operações de recuperação melhorada de óleo, tais como uma operação de inundação de água ou uma operação de inundação de dióxido de carbono.
Description
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[001] A presente divulgação se refere à recuperação de óleo bruto. Mais particularmente, a presente divulgação fornece aditivos que auxiliam a recuperação melhorada de óleo bruto de um reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo bruto.
[002] Apenas uma porção do óleo bruto originalmente presente em um reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo é recuperada durante um processo de produção primário. Os processos de produção primária típicos incluem expansão de fluido e rocha, empuxo por gás em solução, drenagem por gravidade e influxo de aquífero junto com a própria energia natural do reservatório para fazer a extração inicial de óleo bruto. Para extrair o óleo bruto restante, um processo de recuperação melhorada de óleo (EOR), tal como um processo de inundação de água, é usado no reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo para aumentar a produção de óleo bruto. O processo de inundação de água injeta água no reservatório para aumentar e manter a pressão do reservatório no nível inicial ou próximo a ele. A água usada para inundação de água pode ser água doce, água salgada e/ou salmoura recuperada do processo de produção primário. Durante o processo de inundação de água, a água desloca o óleo bruto dos espaços dos poros, mas a eficácia da inundação de água pode depender, pelo menos, da molhabilidade do arenito no reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo.
[003] Para ajudar a melhorar a EOR, os aditivos são usados em conjunto com inundação de água para ajudar a alterar a molhabilidade e redução da tensão interfacial do arenito dentro do reservatório. A diminuição da tensão interfacial no arenito e a mudança da molhabilidade do arenito de
2 / 23 um estado úmido com óleo para úmido com água são os principais mecanismos que esses aditivos trazem para a EOR em inundações de água. A seleção do aditivo adequado para a dada estrutura de reservatório de óleo (por exemplo, arenito versus xisto) permite que a pressão, a temperatura e a salinidade da inundação de água sejam mais eficazes. Da mesma forma, selecionar o aditivo errado para a inundação de água na dada estrutura de reservatório de óleo bruto pode resultar em uma EOR ineficaz, levando até mesmo a danos ao reservatório devido à alteração de molhabilidade indesejável e possível dissolução da rocha resultando no bloqueio do espaço dos poros.
[004] Assim, a mineralogia da rocha pode desempenhar um papel significativo na EOR, onde um aditivo selecionado incorretamente pode resultar em alta adsorção na superfície dos poros do arenito ou rocha, desperdiçando, assim, recursos e dinheiro. Aditivos de base aniônica, por exemplo, têm sido usados com inundação de água em reservatórios de óleo com arenito. Infelizmente, esses aditivos aniônicos são caros. Consequentemente, são procurados aditivos menos custosos que possam alterar a molhabilidade das rochas do reservatório de arenito para melhorar a eficácia dos métodos de EOR, tais como a inundação com água.
[005] A presente divulgação fornece um aditivo menos custoso que pode alterar a molhabilidade das rochas do reservatório de arenito para melhorar a eficácia dos métodos de EOR, tais como a inundação de água. Especificamente, a presente divulgação fornece umacomposição de aditivo de reservatório de óleo com arenito que inclui (a) um agente de alteração de molhabilidade não iônico que tem a Fórmula (I): (I) onde R é um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado, e onde R tem um número de carbonos de C4 a C10, x
3 / 23 é de 3 a 10 e y é de 1 a 20; e (b) um fluido de injeção. De preferência, as variáveis acima podem ter os seguintes valores: R tem um número de carbonos de C6 a C9; x é de 3 a 8 e y é de 5 a 20. Para as várias modalidades, o fluido de injeção é selecionado a partir do grupo que consiste em água do mar, água modificada, salmoura de injeção, salmoura produzida ou combinações dos mesmos.
[006] As modalidades neste documento também fornecem a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito em que o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,01 por cento em peso (% em peso) a 20% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito. A composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito pode incluir ainda um solvente à base de hidrocarboneto selecionado a partir do grupo que consiste em hidrocarbonetos de nafteno, hidrocarbonetos de parafina, hexano ou combinações dos mesmos.
[007] A presente divulgação também fornece um método de recuperação melhorada de óleo (EOR) a partir de um reservatório com arenito que inclui a mistura do agente de alteração de molhabilidade não iônico com o fluido de injeção fornecido neste documento para formar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito; a injeção da composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito em um reservatório de óleo com arenito; e extração de óleo do reservatório de óleo com arenito. Para as várias modalidades, uma temperatura no reservatório de óleo com arenito é de 0 a 100 oC. Para as várias modalidades, a EOR pode ser selecionada a partir do grupo que consiste em uma operação de inundação de água e uma operação de inundação de dióxido de carbono para recuperação melhorada de óleo.
[008] A presente divulgação fornece um aditivo menos custoso que pode alterar a molhabilidade das rochas de reservatório de arenito para
4 / 23 melhorar a eficácia dos métodos de recuperação melhorada de óleo (EOR), tais como a inundação de água.
[009] Conforme usado neste documento, o termo “reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo bruto” refere-se a uma jazida subterrânea de hidrocarbonetos contidos em uma formação de rocha sedimentar porosa ou fraturada.
[0010] Conforme usado neste documento, o termo “óleo bruto” refere-se a um líquido de ocorrência natural que consiste em uma mistura complexa de hidrocarbonetos de vários pesos moleculares e estruturas e outros compostos orgânicos, que são encontrados em formações geológicas subterrâneas, tais como em reservatórios subterrâneos de arenito contendo óleo bruto. “Óleo bruto” é também conhecido, e pode ser referido neste documento, como petróleo e/ou óleo.
[0011] Conforme usado neste documento, o termo “recuperação melhorada de óleo bruto” ou “EOR” refere-se ao(s) processo(s) usado(s) após um processo de recuperação primária e/ou secundária ser usado, onde a recuperação melhorada de óleo bruto ajuda a extrair óleo bruto adicional que não poderia ser extraído de outra forma do reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo bruto.
[0012] Conforme usado neste documento, o termo “operação de inundação de água” para EOR refere-se a um processo no qual a água é injetada em um reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo bruto, a fim de aumentar a produção de óleo bruto.
[0013] Conforme usado neste documento, o termo “água” pode incluir, por exemplo, uma salmoura, uma água conata, água superficial, água destilada, água carbonatada, água do mar/oceano e uma combinação das mesmas. Por brevidade, a palavra “água” será usada neste documento (a menos que seja claramente indicado o contrário), onde se entende que um ou
5 / 23 mais de “salmoura”, “água conata”, “água superficial”, “água destilada”, “água carbonatada”, e/ou “água do mar/ oceano” podem ser usados indistintamente.
[0014] Como usado aqui, “oC” é uma abreviatura para grau Celsius.
[0015] A menos que definido de outra forma, todos os termos científicos e técnicos são entendidos como tendo o mesmo significado que o comumente usado na técnica a que pertencem. Para o propósito da presente divulgação, termos específicos adicionais são definidos por todo o documento.
[0016] Conforme utilizado neste documento, partes por milhão (ppm) é usado como uma medida de concentração em que uma determinada propriedade existe em uma proporção relativa de uma parte por um milhão de partes examinadas, como ocorreria se um catalisador estivesse presente em uma concentração de um milionésimo de grama por grama de reagentes.
[0017] Os termos “compreende”, “inclui” e variações dos mesmos não têm um significado limitante quando esses termos aparecem na descrição e nas reivindicações. Assim, por exemplo, um processo que compreende “uma” composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito pode ser interpretado como significando um processo que inclui “uma ou mais” composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito. Além disso, o termo “compreendendo”, que é sinônimo de “incluindo” ou “contendo”, é inclusivo, aberto e não exclui elementos ou etapas de método adicionais não citados.
[0018] Conforme usado neste documento, o termo “e/ou” significa um, mais de um ou todos os elementos listados.
[0019] Além disso, no presente documento, as citações de faixas numéricas por pontos de extremidade incluem todos os números englobados nessa faixa (por exemplo, 1 a 5 inclui 1, 1,5, 2, 2,75, 3, 3,80, 4, 5, etc.).
[0020] Conforme usado neste documento, o termo “operação de
6 / 23 inundação de dióxido de carbono” para EOR refere-se a um processo de injeção que introduz gás de dióxido de carbono no reservatório subterrâneo de arenito contendo óleo bruto, onde o dióxido de carbono permite o deslocamento miscível do óleo bruto devido à redução na viscosidade do óleo bruto para a dada temperatura do reservatório, pressão e composição do óleo bruto.
[0021] A presente divulgação fornece uma composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito que inclui (a) um agente de alteração de molhabilidade não iônico que tem a seguinte Fórmula I: (I) onde R é um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado, e onde R tem um número de carbonos de C4 a C10, x é de 3 a 10 e y é de 1 a 20; e (b) um fluido de injeção.
[0022] Na Fórmula I, R é um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado. Em geral, o iniciador de álcool secundário ramificado é um composto que contém 4 a 10 átomos de carbono (C4 a C10). Em algumas modalidades, R preferencialmente tem um número de carbonos de C6 a C9. Mais preferencialmente, as modalidades incluem exemplos onde R tem um número de carbonos de C8 a C9.O grupo R pode ainda ter um grau de ramificação de 2 ou mais. Em algumas modalidades, o grau de ramificação é 3 ou mais. O termo “grau de ramificação”, conforme usado neste documento, significa o número total de grupos metila (-CH3) menos 1. Por exemplo, se houver quatro grupos metila, o grau de ramificação é 3. Em algumas modalidades, R contém pelo menos 2 grupos metila. Exemplos de iniciadores de álcool secundários ramificados adequados incluem 4-metil-2- pentanol (MIBC), 2,6,8-trimetil-4-nonanol, 2,6-dimetil heptan-4-ol (DIBC) e o Tergitol™ série 15-S disponível na The Dow Chemical Company.
[0023] O agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I também pode ter uma distribuição de peso molecular estreita, representada
7 / 23 pelo índice de polidispersidade dos materiais (peso molecular médio ponderado/peso molecular médio numérico (Mw/Mn) conforme determinado por cromatografia de permeação em gel). Uma distribuição estreita do peso molecular geralmente resulta em melhor desempenho do tensoativo. Em algumas modalidades, o índice de polidispersidade (PDI) do agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I é 2,0 ou menos, alternativamente 1,75 ou menos, alternativamente 1,5 ou menos, alternativamente 1,2 ou menos, ou alternativamente 1,15 ou menos.
[0024] Além de exibir baixo PDI, em algumas modalidades, o agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I também pode ser preparado como descrito neste documento para conter níveis baixos de álcoois residuais não reagidos. As vantagens de ter baixos níveis de álcoois incluem atividade de superfície melhorada, baixo odor e clareza aprimorada de formulações aquosas. Em algumas modalidades, as composições do agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I contêm 10 por cento em peso ou menos, alternativamente 5 por cento em peso ou menos, alternativamente 3 por cento em peso ou menos, alternativamente 2 por cento em peso ou menos, alternativamente 1 por cento em peso ou menos, ou alternativamente 0,5 por cento em peso ou menos de álcoois residuais.
[0025] O agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I também inclui as variáveis "x" e "y", conforme fornecido acima. Essas variáveis descrevem a quantidade molar de óxido de propileno carregado e óxido de etileno usada na fabricação do agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I. Para a Fórmula I, x tem um valor de 3 a 10. De preferência, x é de 3 a 8. Mais preferencialmente, x é de 4 a 6. Além disso, y tem um valor de 1 a 20. De preferência, y é de 5 a 20. Mais preferencialmente, y é de 5 a 15.
[0026] O agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I pode ser formado de várias maneiras. Por exemplo, um iniciador de álcool
8 / 23 secundário ramificado, conforme fornecido neste documento, pode ser reagido com óxido de propileno e óxido de etileno, sob condições de alcoxilação na presença de um catalisador. Óxido de propileno e/ou óxido de etileno podem ser utilizados para formar o agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I por adição aleatória e/ou em bloco, onde para adição aleatória uma mistura de ambos o óxido de propileno e o óxido de etileno está presente com o iniciador e, para adição em bloco, o iniciador reage primeiro com um óxido (por exemplo, óxido de propileno) e depois com o outro (por exemplo, óxido de etileno) ou onde o iniciador reage primeiro com um primeiro óxido (por exemplo, óxido de propileno) seguido pela adição aleatória onde o iniciador reage com uma mistura do óxido de propileno e óxido de etileno.
[0027] O catalisador usado para as alcoxilações pode ser, por exemplo, um composto de cianeto de metal duplo ou hidróxido de potássio, como são conhecidos na técnica. Antes da reação de alcoxilação, pode ser vantajoso secar o iniciador de álcool secundário ramificado a fim de reduzir o seu teor de água. Várias técnicas podem ser usadas, incluindo, por exemplo, a aplicação de pressão reduzida, temperatura elevada, purga de nitrogênio ou uma combinação das mesmas. O teor de água pode ser reduzido a, por exemplo, 300 ppm ou menos, alternativamente 200 ppm ou menos, ou alternativamente 100 ppm ou menos, ou alternativamente 50 ppm ou menos, ou alternativamente 25 ppm ou menos.
[0028] O óxido de propileno e o óxido de etileno são reagidos com o iniciador de álcool secundário ramificado sob condições de alcoxilação. Em uma modalidade não limitativa ilustrativa de condições de alcoxilação adequadas, essa reação pode ser realizada a uma temperatura elevada ou temperaturas que variam de cerca de 80 °C a cerca de 180 °C. Em outras modalidades não limitativas, a temperatura pode variar de cerca de 100 °C a cerca de 160 °C. As pressões de cerca de 96,52 kPa a cerca de 413,68 kPa (14
9 / 23 psia a cerca de 60 psia) podem, em certas modalidades não limitativas, ser particularmente eficazes, mas outras pressões também podem ser efetivamente empregadas. Os versados na técnica serão capazes de determinar as condições apropriadas com, no máximo, experimentação de rotina.
[0029] De preferência, a reação de alcoxilação é conduzida na presença de uma quantidade eficaz de um composto de cianeto de metal duplo como catalisador. A quantidade do catalisador pode, em algumas modalidades, variar de cerca de 1 ppm a cerca de 1.000 ppm em peso, com base na carga total de álcool e óxidos. Em algumas modalidades, a quantidade pode variar de cerca de 10 ppm a cerca de 300 ppm. Os catalisadores de cianeto de metal duplo adequados incluem aqueles descritos na Patente U.S.
6.429.342, que é incorporada neste documento por referência. A título de exemplo, Zn3[Co(CN)6]2 pode ser usado como o catalisador.
[0030] Em um processo ilustrativo típico, o catalisador pode ser dissolvido ou disperso no álcool seco ou, alternativamente, os dois podem ser misturados primeiro e, em seguida, o álcool seco, por exemplo, usando as técnicas discutidas acima, para reduzir o teor de água residual. O óxido de propileno e o óxido de etileno podem então ser adicionados, e a reação, continuada até que um nível desejado de alcoxilação tenha ocorrido. Em algumas modalidades, o óxido de propileno e o óxido de etileno podem, em vez disso, ser adicionados em batelada, tal como por meio de duas, três ou quatro cargas ao longo do processo de reação. A reação pode ser submetida a períodos de digestão (por exemplo, cerca de 1 a 10 horas a cerca de 100 °C a 160 °C) entre adições de óxido de propileno e/ou óxido de etileno e/ou após a adição final de óxido de propileno e/ou óxido de etileno.
[0031] Após a reação de alcoxilação, o agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I pode ser descarregado do reator sem remoção do catalisador. Se desejado, o produto pode ser filtrado antes do uso, ou tratado por meios diferentes para remover ou recuperar o catalisador, tal
10 / 23 como ensinado em U.S. 4.355.188; 4.721.818; 4.877.906; 5.010.047;
5.099.075; 5.416.241, cada um dos quais é incorporado neste documento por referência.
[0032] O agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I também pode ser submetido a etapas de purificação adicionais. Por exemplo, em algumas modalidades, o nível de álcool residual pode ser ainda mais reduzido pelo aquecimento do produto etoxilado bruto a temperatura elevada, tal como 120 °C ou mais, alternativamente 150 °C ou mais. Além disso, em algumas modalidades, um vácuo pode ser aplicado, por exemplo, 33,33 kPa (250 Torr) ou menos, ou 26,66 kPa (200 Torr) ou menos, ou 19,99 kPa (150 Torr) ou menos, de modo que o ponto de ebulição de qualquer álcool residual seja excedido. Um gás inerte, tal como nitrogênio, pode fluir sobre (aspersão do espaço superior) ou através (aspersão subsuperficial) do produto para facilitar ainda mais a remoção do álcool. Podem ser aplicadas combinações das técnicas anteriores.
[0033] A composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito inclui ainda (b) um fluido de injeção. Para as várias modalidades, o fluido de injeção é selecionado a partir do grupo que consiste em água do mar, água modificada, salmoura de injeção, salmoura produzida ou combinações dos mesmos.
[0034] Em uma modalidade adicional, a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito pode incluir ainda um solvente à base de hidrocarboneto selecionado a partir do grupo que consiste em hidrocarbonetos de nafteno, hidrocarbonetos de parafina, hexano ou combinações dos mesmos.
[0035] As modalidades da presente divulgação também incluem exemplos em que o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,01 por cento em peso (% em peso) a 20% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito. As modalidades incluem exemplos em que o agente
11 / 23 de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,05% em peso a 5% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito. As modalidades incluem exemplos em que o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,1% em peso a 1% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito. As modalidades incluem exemplos em que o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,1% em peso a 0,5% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito.
[0036] A presente divulgação também inclui um método de recuperação melhorada de óleo de um reservatório com arenito. O método inclui misturar o agente de alteração de molhabilidade não iônico com o fluido de injeção, conforme fornecido neste documento, para formar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito; injetar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito em um reservatório de óleo com arenito; e extrair óleo do reservatório de óleo com arenito.
[0037] Conforme usado neste documento, o agente de alteração de molhabilidade não iônico de Fórmula I é anfifílico, o que significa que contém grupos hidrofóbicos (por exemplo, de R) e grupos hidrofílicos (derivados dos grupos óxido de propileno e óxido de etileno), o que permite que o agente de alteração de molhabilidade não iônico seja solúvel em solventes orgânicos (apolares) e em solventes polares, tais como água. Por exemplo, o agente de alteração de molhabilidade não iônico usado nas composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito da presente divulgação podem diminuir a tensão interfacial entre o dióxido de carbono (tal como dióxido de carbono em um estado supercrítico) e a água. O agente de alteração de molhabilidade não iônico é capaz de se dissolver em dióxido
12 / 23 de carbono supercrítico em concentrações diluídas, onde podem ajudar a estabilizar emulsões e/ou espumas de dióxido de carbono em água (referidas neste documento como “emulsão”), como discutido neste documento.
[0038] Conforme discutido neste documento, as modalidades da presente divulgação incluem exemplos em que o fluido de injeção é selecionado a partir do grupo que consiste em dióxido de carbono, nitrogênio, um hidrocarboneto, água ou combinações dos mesmos. As modalidades incluem exemplos em que o método é incluído em uma operação de inundação de água para recuperação melhorada de óleo (EOR). As modalidades incluem exemplos em que o método é incluído em uma operação de inundação de dióxido de carbono para EOR.
[0039] Ambas as operações para EOR apontadas acima são conhecidas na técnica. Por exemplo, os métodos da presente divulgação incluem injetar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito em um fluxo de dióxido de carbono sendo injetado em um reservatório de óleo com arenito, onde uma emulsão do dióxido de carbono e da composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito pode se formar em uma solução aquosa no reservatório de óleo com arenito. Em uma ou mais modalidades, a solução aquosa no reservatório de óleo com arenito pode incluir água, conforme definido neste documento, que foi injetada ou introduzida no reservatório de óleo com arenito.
[0040] Em uma ou mais modalidades, a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito da presente divulgação pode ser introduzida no fluxo de dióxido de carbono, onde o dióxido de carbono e a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito são então injetados no reservatório de óleo com arenito. Em uma ou mais modalidades, 100 partes por milhão a
5.000 partes por milhão da composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito podem ser introduzidas no fluxo de dióxido de carbono. Outras faixas são possíveis, onde a seleção da concentração da composição de aditivo de
13 / 23 reservatório de óleo com arenito introduzida no fluxo de dióxido de carbono pode depender das condições físicas e químicas presentes no reservatório de óleo com arenito.
[0041] O dióxido de carbono (CO2) pode existir em quatro fases distintas, dependendo de sua temperatura e pressão. As quatro fases são: sólido, líquido, vapor (ou gás) e fluido supercrítico. Um fluido supercrítico é um estado definido de um composto, mistura ou elemento acima de sua pressão e temperatura críticas. O fluido supercrítico pode se comportar como um líquido em relação à densidade, enquanto se comporta como um vapor em relação à viscosidade. O dióxido de carbono como fluido supercrítico é estável acima de uma pressão crítica de 6,9 megapascal (MPa) e uma temperatura crítica de 31 ºC. Para uma ou mais modalidades da presente divulgação, o dióxido de carbono pode estar em um estado fluido como um líquido e/ou como um fluido supercrítico. Como tal, “dióxido de carbono” e/ou “dióxido de carbono supercrítico”, ambos usados neste documento, são considerados como estando em um estado supercrítico que pode oscilar entre uma fase supercrítica e uma fase líquida dependendo da temperatura.
[0042] O fluxo de dióxido de carbono pode ser fornecido ao reservatório de óleo com arenito por meio de um poço de injeção, por exemplo, um furo de poço. O reservatório de óleo com arenito pode incluir uma pluralidade de poços de injeção. A pressão utilizada para injetar o dióxido de carbono a uma dada taxa pode ser uma função dos parâmetros do reservatório de óleo com arenito que incluem, mas não estão limitados a, permeabilidade, espessura da zona e uma pressão de fundo de poço exercida por uma coluna do dióxido de carbono no furo de poço. Para uma ou mais modalidades, o fluxo de dióxido de carbono para o reservatório de óleo com arenito pode estar a uma pressão de 800 libras-força por polegada quadrada (5.516 kPa) a 3.000 libras-força por polegada quadrada (20.684 kPa). Para algumas aplicações, o fluxo de dióxido de carbono pode ser fornecido ao
14 / 23 reservatório de óleo com arenito a uma pressão que pode ser maior do que uma pressão de miscibilidade de um reservatório de óleo com arenito particular. A pressão de miscibilidade se refere à pressão mínima na qual o dióxido de carbono e o óleo no reservatório de óleo com arenito são miscíveis. A pressão de miscibilidade pode variar devido, pelo menos em parte, à composição química do óleo no reservatório de óleo com arenito e/ou à temperatura do reservatório de óleo com arenito.
[0043] Para uma ou mais modalidades, o fluxo de dióxido de carbono para o reservatório de óleo com arenito pode estar a uma temperatura de 25 ºC a 70 ºC. Para uma ou mais modalidades, o fluxo de dióxido de carbono para o reservatório de óleo com arenito pode estar a uma temperatura de 25 ºC a 100 ºC. Como tal, o dióxido de carbono pode estar em um estado fluido que oscila entre uma fase supercrítica e uma fase líquida. Além disso, o fluxo de dióxido de carbono e a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito podem ser injetados no reservatório de óleo com arenito, onde o dióxido de carbono e o tensoativo não iônico formam uma emulsão na solução aquosa no reservatório de óleo com arenito. As modalidades incluem exemplos em que a temperatura no reservatório de óleo com arenito é de 0 a 100 oC. As modalidades incluem exemplos em que a temperatura no reservatório de óleo com arenito é de 20 a 80 oC. As modalidades incluem exemplos em que a temperatura no reservatório de óleo com arenito é de 20 a 70 oC.
[0044] O dióxido de carbono, que é muito menos viscoso do que óleo ou água, pode se mover mais rápido em algumas regiões e direções do que outros para criar dedos viscosos através dos quais uma porção significativa dos fluidos injetados pode fluir. Alguns desses dedos podem chegar prematuramente a um poço de produção; reduzindo a eficácia tanto do dióxido de carbono injetado quanto da capacidade de bombeamento do poço de produção. Além disso, a separação por gravidade da água e do dióxido de carbono pode resultar na sobreposição da gravidade, onde a água mais densa
15 / 23 flui em uma zona inferior do reservatório de óleo com arenito e o dióxido de carbono menos denso flui em uma zona superior do reservatório de óleo com arenito. O uso de uma emulsão (por exemplo, uma emulsão de dióxido de carbono/água) ajuda a reduzir a digitação viscosa e/ou a sobreposição da gravidade que podem resultar, pelo menos em parte, devido à menor viscosidade relativa e densidade do dióxido de carbono. Além disso, uma vez que os fluidos fluem preferencialmente em áreas de alta permeabilidade no reservatório de óleo com arenito e a formação da emulsão é proporcional ao fluxo, a emulsão pode aumentar muito a resistência local ao fluxo preferencialmente na zona de alta permeabilidade, desviando assim os fluidos injetados para áreas de menor permeabilidade e melhorando a eficiência do processo de recuperação de óleo.
[0045] Em uma ou mais modalidades, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito discutidas neste documento podem ser injetadas com e no dióxido de carbono supercrítico sendo bombeado no reservatório de óleo com arenito que contém óleo. Quando injetadas com o dióxido de carbono supercrítico, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito podem ajudar a promover a formação de uma emulsão de dióxido de carbono e água. É preferível injetar as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito no dióxido de carbono supercrítico, em vez de injetar em ou com água, por pelo menos duas razões. Em primeiro lugar, a fim de obter uma emulsão, o dióxido de carbono, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito e a água devem estar presentes em contato íntimo dentro do reservatório de óleo com arenito onde o dióxido de carbono está fluindo. Se as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito forem dissolvidas na água, há uma probabilidade maior de que esses dois componentes tenderão para as regiões do fundo (por exemplo, a água sendo mais densa do que o dióxido de carbono tenderá para os pontos mais baixos) do reservatório de óleo com arenito, enquanto o dióxido de carbono sendo
16 / 23 relativamente menos denso tenderá para as regiões superiores da formação. Isso permite uma condição chamada de “sobreposição da gravidade”, em que o dióxido de carbono flui sobre a superfície da água com o tensoativo não iônico dissolvido. Como tal, os componentes não se encontram, criando muito pouca, ou nenhuma, emulsão nos locais desejados dentro do reservatório de óleo com arenito. Em segundo lugar, o dióxido de carbono tende a ter mais mobilidade no reservatório de óleo com arenito, onde pode se encontrar e formar uma emulsão com a água. Isso também permite que uma emulsão seja formada em mais locais dentro do reservatório de óleo com arenito, o que pode ser importante quando o controle de mobilidade de longo prazo é desejado.
[0046] Com relação às operações de recuperação melhorada de óleo, em uma ou mais modalidades, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito da presente divulgação podem ser injetadas em dióxido de carbono supercrítico que está sendo abastecido por meio de tubulação. Em uma modalidade, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito podem ser injetadas no dióxido de carbono supercrítico com o uso de um injetor. Exemplos de injetores adequados para este propósito incluem aqueles divulgados na Patente U.S. No. 9.545.606 intitulada “Solubilizing Surfactants into Supercritical Carbon Dioxide for Enhanced Oil Recovery”, que é incorporada neste documento por referência na sua totalidade.
[0047] Para as várias modalidades, as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito da presente divulgação podem ser injetadas no dióxido de carbono supercrítico a uma concentração de 100 a 5.000 partes por milhão, onde as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito são solúveis no dióxido de carbono supercrítico. Conforme apreciado, outros valores para a concentração das composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito injetadas no dióxido de carbono supercrítico são possíveis. Por exemplo, as considerações para determinar esses outros valores
17 / 23 de concentração podem incluir, mas não estão limitadas a, as taxas de fluxo do dióxido de carbono supercrítico, a solubilidade do tensoativo não iônico no dióxido de carbono supercrítico e/ou a eficácia do tensoativo não iônico na formação de uma emulsão com o dióxido de carbono supercrítico.
[0048] O agente de alteração de molhabilidade não iônico também pode ser usado com outros tensoativos não iônicos para uso com as composições de aditivo de reservatório de óleo com arenito da presente divulgação. Tais tensoativos não iônicos adicionais incluem, mas não estão limitados a, álcoois alifáticos etoxilados, polioxietileno, ésteres carboxílicos, ésteres de polietilenoglicol, éster de anidrossorbitol e derivados etoxilados, ésteres de glicol de ácidos graxos, amidas carboxílicas, condensados de monoalcanolamina, amidas de ácido graxo de polioxietileno, alcoxilatos de alquilfenol ramificado, alcoxilatos de alquilfenol lineares e alcoxilatos de alquila ramificada.
[0049] Embora as modalidades descritas neste documento incluam dióxido de carbono supercrítico como o gás não condensável nas composições da presente divulgação, um versado na técnica apreciará que outros gases não condensáveis também podem ser incluídos no lugar do dióxido de carbono supercrítico e/ou em adição ao dióxido de carbono supercrítico. Exemplos de outros gases não condensáveis possíveis incluem, mas não estão limitados a, nitrogênio, gás natural, metano, propano, butano, etano, etileno, sulfeto de hidrogênio, sulfeto de carbonila, ar, gás de combustível de combustão, misturas de metano com etano, argônio, hidrocarbonetos leves e misturas dos mesmos, entre outros.
[0050] Em algumas modalidades, as composições da presente divulgação podem incluir outros aditivos. Por exemplo, a composição pode incluir inibidores de corrosão, cotensoativos, inibidores de incrustação, misturas dos mesmos, bem como outros aditivos. Em algumas modalidades, a quantidade total dos aditivos adicionados às composições da presente
18 / 23 divulgação não é superior a cerca de 5 por cento em peso, com base no peso total da composição.
[0051] Os exemplos seguintes são ilustrativos da invenção, mas não pretendem limitar o seu escopo. A menos que indicado de outra forma, as razões, porcentagens, partes e similares usados neste documento são em peso.
[0052] A Tabela 1 mostra as estruturas dos agentes de alteração de molhabilidade não iônicos usados nos presentes Exemplos. Cada um está disponível comercialmente na Sigma-Aldrich, a menos que indicado de outra forma. Todos os testes foram feitos em temperatura ambiente (23 oC), a menos que indicado de outra forma. TABELA 1: COMPOSTOS USADOS NOS EXEMPLOS
19 / 23
[0053] Preparar uma Salmoura Sintética (um exemplo de um fluido de injeção), dissolvendo as quantidades adequadas de cloreto de sódio, cloreto de magnésio e cloreto de cálcio em água desionizada que representa a salinidade do reservatório. A título de exemplo, 5.033 ppm de sais dissolvidos totais foram usados nesta divulgação.
[0054] Dissolver cada um do agente de alteração de molhabilidade não iônico na Tabela 1 na Salmoura Sintética a uma concentração de 2.000 ppm ou 1.000 ppm do agente de alteração de molhabilidade não iônico para formar o Exemplo e o Exemplo Comparativo. Realizar os seguintes Testes usando o Exemplo e o Exemplo Comparativo, onde os resultados são vistos na Tabela 2.
[0055] Preparar uma amostra de rocha peneirada triturando e peneirando Berea Sandstone Core™ (Berea Sandstone Petroleum Cores), onde os grânulos de arenito resultantes com um tamanho maior que 300 micrômetros (µm) e menos de 600 µm formam a amostra de rocha peneirada. Para cada Exemplo 1 (Ex. 1, concentração 2.000 ppm), Ex. 2 (concentração
2.000 ppm), Exemplo Comparativo A (EC A, concentração 2.000 ppm) e EC B (concentração 2.000 ppm) consultar na Tabela 2, colocar 10 gramas (g) da amostra de rocha peneirada em um frasco de vidro e adicionar 25 g de Ex. 1, Ex. 2, EC A ou EC B, como discutido acima. Agitar a garrafa suavemente e retirar alíquotas de 1 g de Salmoura Sintética em 0 hora (h), 24 h, 48 h, 120 h, 240 h e 480 h. Analisar cada alíquota das amostras de Salmoura Sintética usando cromatografia líquida de alta pressão (HPLC) para medir a quantidade de agente de alteração de molhabilidade remanescente na Salmoura Sintética nos vários tempos de alíquota. Esses dados fornecem informações sobre a adsorção do agente de alteração de molhabilidade máxima possível aos grânulos de areia.
[0056] HPLC é um 1260 Infinity II HPLC com um detector 1290
20 / 23 Infinity II ELSD, ambos da Agilent Technologies. Operar o detector a uma temperatura de evaporação de 80 °C, uma temperatura de nebulizador de 80 ° C e com uma taxa de fluxo de gás nitrogênio de 0,90 litro padrão por minuto (SLM). Os solventes são água E-pure e acetonitrila. A coluna é um ZORBAX Eclipse Plus C8, 3 × 150 mm, 3,5 μm com uma temperatura de operação de 40 oC. O volume de injeção é de 3 a 5 μl, dependendo da concentração de tensoativos, onde se a salinidade for maior que 5,0%, uma diluição de um para um com água E-pure é necessária para evitar o acúmulo de sal no ELSD. Operar a bomba quaternária com uma taxa de fluxo de 0,62 ml/min e uma pressão de 0 a 450 bar. Os comprimentos de execução são 15,10 minutos + 9,00 minutos Tempo Posterior (24,01 minutos no total) com a composição de solvente gradiente da seguinte forma: GRADIENTE (COMPOSIÇÃO DE SOLVENTE): Tempo % de água E-Pure % de Acetonitrila 0,00 95 5 1,00 95 5 1,01 60 40 9,00 20 80 9,01 0 100 15,00 0 100 15,01 95 5
[0057] A Tabela 2 relata os resultados do teste de adsorção estática para Ex. 1, Ex. 2, EC A e EC B. Para uma implementação de campo econômica, a adsorção do agente de alteração de molhabilidade deve ser preferencialmente inferior a (<) 0,5 mg/g de grânulos de arenito e mais preferencialmente <0,1 mg/g de grânulos de arenito.
[0058] Realizar os testes de ângulo de contato usando Ex. 1, Ex. 2, EC A e EC B de acordo com o procedimento a seguir. Medir o ângulo de contato de cada amostra em Teflon usando um analisador modelo DSA-100 Drop da Krüss. Colocar uma quantidade específica de amostra (uma solução de 0,1% em peso em água) em um pedaço de fita de Teflon a uma taxa de deposição de gota de 6,32 μl/min. Registrar o ângulo de contato
21 / 23 imediatamente após a gota ter se depositado completamente na fita de Teflon. Determinar para cada gota os ângulos de contato esquerdo e direito pelo software DSA. Considerar a média como o ângulo de contato.
[0059] Preparar uma concentração de 2.000 ppm e 1.000 ppm do agente de alteração da molhabilidade não iônico na Salmoura Sintética. Em seguida, medir o ângulo de contato para uma amostra de 1 ml de cada Salmoura Sintética (controle), Ex. 1 (2.000 ppm e 1.000 ppm), Ex. 2 (2.000 ppm e 1.000 ppm), EC A (2.000 ppm e 1.000 ppm) e EC B (2.000 ppm e
1.000 ppm) do agente de alteração de molhabilidade não iônico na Salmoura Sintética. Medir os ângulos de contato para a Salmoura Sintética (controle) e a Salmoura Sintética tendo uma concentração de 2.000 ppm ou 1.000 ppm do agente de alteração de molhabilidade não iônico do EX 1, EX 2, EC A ou EC B.
[0060] A Tabela 2 relata o ângulo de contato para uma gota da Salmoura Sintética e da Salmoura Sintética tendo 2.000 ppm ou 1.000 ppm do agente de alteração de molhabilidade não iônico do EX 1, EX 2, EC A ou EC B em uma superfície hidrofóbica (ou seja, filme plástico de parafina Parafilm M) para analisar a eficácia do agente de alteração de molhabilidade não iônico na mudança da molhabilidade de um estado hidrofílico com óleo para um estado úmido com água. O ângulo de contato da Salmoura Sintética sozinha sem o agente de alteração de molhabilidade não iônico dissolvido em parafilm está na faixa de 100o a 160o. A Tabela 2 mostra que o agente de alteração de molhabilidade não iônico reduz o ângulo de contato da gota de Salmoura Sintética na superfície hidrofóbica de mais de 90o para menos de 90o, o que o qualifica como um bom agente de alteração de molhabilidade.
22 / 23 TABELA 2
[0061] A Tabela 2 relata o ângulo de contato e os dados de adsorção estática com Ex. 1, Ex. 2, EC A e EC B do agente de alteração de molhabilidade não iônico. A Tabela 2 também mostra a adsorção de linha de base de tensoativos de alteração de molhabilidade típicos (EC C - EC E) em rocha de arenito de Berea. Com adsorção de cerca de 1 mg/g, a questão do uso de tensoativos de alteração de molhabilidade típicos (EC C - EC E) para alteração de molhabilidade em rocha de arenito é claramente vista.
[0062] Em relação aos presentes Exemplos, tanto o EC A quanto o Ex. 1 dos agentes de alteração de molhabilidade não iônicos são hidrófobos de C9 álcool tendo o mesmo número de grupos derivados de óxido de propileno (PO) e óxido de etileno (EO). Ambos mostram um ângulo de contato inferior a 90o confirmando a eficácia de alteração significativa de molhabilidade desses agentes de alteração da molhabilidade não iônicos. A diferença entre esses agentes de alteração de molhabilidade não iônicos, no entanto, é vista em sua adsorção nos grânulos de arenito, onde o Ex. 1 com sua estrutura hidrofóbica C9 ramificada secundária mostra menos de 3 vezes a adsorção (0,2 mg/g de grânulos de arenito) em comparação com a estrutura hidrofóbica C9 linear (0,64 mg/g de grânulos de arenito).
[0063] Da mesma forma, tanto o EC B quanto o Ex. 2 dos agentes de alteração de molhabilidade não iônicos são hidrófobos de C6 álcool com o mesmo número de grupos derivados de óxido de propileno (PO) e óxido de
23 / 23 etileno (EO). Ambos mostram um ângulo de contato inferior a 90o confirmando a eficácia de alteração significativa de molhabilidade desses agentes de alteração de molhabilidade não iônicos. A diferença entre esses agentes de alteração de molhabilidade não iônicos, no entanto, é vista em sua adsorção nos grânulos de arenito, onde o Ex. 2 com sua estrutura hidrofóbica C6 ramificada secundária mostra uma adsorção de menos de 1,8 vezes (0,25 mg/g de grânulos de arenito) em comparação com a estrutura hidrofóbica C6 linear (0,46 mg/g de grânulos de arenito).
[0064] Os dados acima sugerem que para operações de recuperação melhorada de óleo (por exemplo, inundação de água) seria mais econômico usar um agente de alteração de molhabilidade não iônico com um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado, conforme fornecido neste documento, em comparação com um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário linear.
Claims (10)
1. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito caracterizada pelo fato de que compreende: (a) um agente de alteração de molhabilidade não iônico que tem a Fórmula (I): (I) em que R é um resíduo alquila de um iniciador de álcool secundário ramificado, em que: R tem um número de carbonos de C4 a C10; x é de 3 a 10; e y é de 1 a 20; e (b) um fluido de injeção.
2. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que R tem um número de carbonos de C6 a C9.
3. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizada pelo fato de que x é de 3 a 8.
4. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizada pelo fato de que y é de 5 a 20.
5. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizada pelo fato de que o agente de molhabilidade não iônico na composição de aditivo de reservatório de arenito é de 0,01 por cento em peso (% em peso) a 20% em peso com base no peso total da composição de aditivo de reservatório de arenito.
6. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizada pelo fato de que inclui ainda um solvente à base de hidrocarboneto selecionado a partir do grupo que consiste em hidrocarbonetos de nafteno, hidrocarbonetos de parafina, hexano ou combinações dos mesmos.
7. Composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizada pelo fato de que o fluido de injeção é selecionado a partir do grupo que consiste em água do mar, água modificada, salmoura de injeção, salmoura produzida ou combinações das mesmas.
8. Método de recuperação melhorada de óleo de um reservatório com arenito, caracterizado pelo fato de que compreende: misturar o agente de alteração de molhabilidade não iônico com o fluido de injeção de acordo com a reivindicação 1, para formar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito; injetar a composição de aditivo de reservatório de óleo com arenito em um reservatório de óleo com arenito; e extrair o óleo do reservatório de óleo com arenito.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a temperatura no reservatório de óleo com arenito é de 0 a 100 oC.
10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a recuperação melhorada de óleo é selecionada a partir do grupo que consiste em uma operação de inundação de água e uma operação de inundação de dióxido de carbono para recuperação melhorada de óleo.
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