BRPI0618718B1 - Método para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório - Google Patents

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Manilal S. Dahanayake
Bruno Langlois
Paul-Joel Derian
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Abstract

MÉTODOS PARA RECUPERAR ÓLEO DE UM RESERVATÓRIO DE ÓLEO Existe um método para melhorar a recuperação do óleo de um reservatório, O método tem a etapa de a) introduzir um fluido de inundação no reservatório e b) extrair o óleo através de um buraco do poço em um local diferente do ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório. O fluido de inundação é água e uma quantidade de um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos suficientes para fornecer uma tensão de superfície interfacial de cerca de 1 mNm ou menos e uma viscosidade de cerca de 10 cps ou mais. Um ou mais tensoativos é selecionado do grupo que consiste de um ou mais tensoativos catiônicos, um ou mais tensoativos zwiteriônicos, um ou mais tensoativos amfotéricos, um ou mais tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos.

Description

1. Campo da invenção
[001] A invenção se refere a métodos para recuperar óleo de um reservatório de óleo.
2. Descrição da técnica relacionada
[002] Várias técnicas têm sido empregadas para recuperar óleo bruto de reservatórios de óleo (formações subterrâneas de óleo). Técnicas de recuperação primária geralmente residem na pressão natural do reservatório de efetuar remoção ou extração. Técnicas de recuperação secundária envolvem tipicamente aumentar a pressão do reservatório pela introdução (injeção) de energia inundando com água, vapor, ou gases em um local outro gue o buraco do poço, mas geralmente na direção geral do buraco do poço. Quando a água é introduzida, é referida como inundação. O óleo é recuperado então no buraco do poço. Recuperação terciária envolve geralmente a melhora da recuperação por técnicas mais sofisticadas, tais como aquecimento, modificação reológica de fluidos de inundação, e modificação da formação e/ou geometria do poro.
[003] Uma técnica de recuperação primária envolve injetar a água através de um buraco do poço em um reservatório para abrir ou fraturá-lo a uma extensão para produzir óleo adicional. Água pode também ser usada para carregar um propante, tal como areia, para ajudar a manter aberto os poros e fraturas nas formações após a liberação da pressão da água para ainda melhorar a produção do óleo.
[004] Na recuperação terciária, fluidos de dispersões/soluções de tensoativo aquoso foram injetados durante a inundação. Certos tensoativos aniônicos e não iônicos, tais como alquilfenol poliglicol éter sulfonatos, álcoois alifáticos oxialquilados e alquilfenóis oxalquilados, têm sido revelados como úteis para esse propósito. Os tensoativos diminuem a tensão de superficie interfacial (IFT) do fluido e permitem mais facilmente formar misturas de emulsões e/ou microemulsões com o óleo no reservatório. A formação das misturas e/ou microemulsões desalojam os óleos capturados nas formações através da redução de IFT e a solubilização do óleo nas soluções de tensoativo aquoso por meio disso aumentando a recuperação do óleo das formações subterrâneas. Entretanto, os fluidos de tensoativo têm menos viscosidade do que o óleo, assim sua eficácia em empurrar o óleo das formações é limitada.
[005] Para mais eficazmente empurrar óleo para fora das formações subterrâneas, a viscosidade dos fluidos de inundação tem sido aumentada pela adição de polimeros de alto peso molecular, tal como poliacrilamida (PAM) . Tais polimeros de alto peso molecular foram usados também em combinação com tensoativos aniônicos convencionais.
[006] Uma desvantagem ao usar tensoativos aniônicos convencionais sozinhos em fluidos de inudação é que sua ação fisica primária é redução de IFT sem melhora significativa da viscosidade. Uma desvantagem com o uso de polimeros de alto peso molecular sozinhos é que eles não reduzem IFT. Combinar tensoativos aniônicos convencionais com o polimero de alto peso molecular para se obter ambas redução de IFT e o aumento da viscosidade requer o uso de dois componentes diferentes, que podem ser caros e embaraçosos. Ainda, alguns tensoativos aniônicos convencionais podem ter interações indesejáveis com os polímeros de alto peso molecular e contrariar a melhora da viscosidade. Ainda, os polímeros de alto peso molecular geralmente adsorvem ou precipitam fora nos reservatórios provocando danos às formações e diminuição da recuperação do óleo.
[007] Seria desejável ter um fluido de inundação e um método para uso na recuperação terciária do óleo que empregou um único aditivo ou componente que efetuou uma diminuição significativa em IFT e um aumento significativo na viscosidade para o fluido de inundação.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
[008] É um objeto da presente invenção ter um método para recuperar o óleo de um reservatório.
[009] É ainda um objeto da presente invenção ter um método terciário para recuperar o óleo de um reservatório que empregue um fluido de inundação que tem um único aditivo ou componente que efetue uma diminuição significativa em IFT e um aumento significativo na viscosidade no fluido de inundação.
[010] De acordo com esses e outros objetos da presente invenção, existe um método para melhorar a recuperação do óleo de um reservatório. O método tem a etapa a) introduzir um fluido de inundação no reservatório e b) extrair o óleo através de um buraco do poço em um local diferente do ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório. O fluido de inundação tem a água e uma quantidade de um ou mais tensoativos não poliméricos, viscoelásticos para fornecer uma tensão de superfície interfacial de 1 millinewtons por metro (mN/m) ou o menos e uma viscosidade de 10 centipoise (cPs) ou mais em 1% em peso na água que tem a densidade da salinidade de até 9,1 kg / 3,78 m3 (20 IBS/1000 gals) de água em sais orgânicos e/ou inorgânicos. 0 tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é selecionado do grupo de tensoativos catiônicos, tensoativos zwiteriônicos, tensoativos amfotéricos, tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é viscoelástico em água, mesmo em alta salinidade, e até 176,6°C.
[011] De acordo com esses e outros objetos da presente invenção, existe um outro método para recuperar o óleo de um reservatório. O método tem as etapas de a) introduzir um fluido de fratura através de um buraco do poço no reservatório em pressão para induzir a fratura no reservatório e b) introduzir um fluido de inundação no reservatório em um local diferente daquele do buraco do poço. O fluido de inundação tem água e uma quantidade de um ou mais tensoativos não poliméricos para fornecer uma tensão de superfície interfacial de óleo/água de 1 mN/m ou menos e viscosidade de 10 ou mais cPs em 1% em peso em água em condições ambientes e em alta salinidade. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é selecionado do grupo de tensoativos catiônicos, tensoativos zwiteriônicos, tensoativos amfotéricos, tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é viscoelástico em condições ambientes e em alta salinidade e temperaturas.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
[012] Revelou-se supreendentemente que um único componente poderia ser adicionado a um fluido de inundação a um IFT significativamente mais baixo enquanto significativamente aumenta a viscosidade da água injetada durante o processo de inundação da água na recuperação terciária do óleo.
[013] Nos métodos da presente invenção, um fluido de inundação tendo um ou o mais tensoativos não poliméricos é introduzido, por exemplo, injetado, no reservatório ou na formação em pressão elevada para o propósito de empurrar ou expelir o óleo dele. Os tensoativos úteis incluem tensoativos catiônicos, amfotéricos, zwiteriônicos, e aniônicos viscoelásticos não poliméricos. Os tensoativos não poliméricos que formam fluidos aquosos viscosificantes são vantajosos porque eles são tipicamente, como uma classe, de peso molecular mais baixo do que polimeros. Os tensoativos amfotéricos têm uma porção positivamente carregada e uma porção negativamente carregada sobre uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente ligeiramente ácida), somente uma porção negativamente carregada sobre uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente ligeiramente alcalina) e somente uma porção positivamente carregada em uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente moderadamente ácida). Os tensoativos zwiteriônicos têm uma porção permanentemente positivamente carregada na molécula não obstante pH e uma porção negativamente carregada em pH alcalino. Tensoativos catiônicos tem uma porção permanentemente positivamente carregada na molécula não obstante o pH. Tensoativos aniônicos tem uma porção permanentemente negativamente carregada exceto em pH muito ácido.
[014] Os tensoativos estão presentes no fluido de inundação em quantidade para fornecer o fluido de inundação (antes da injeção na formação ou no reservatório) com uma tensão de superfície interfacial (IFT) de 1 mN/m ou menos, preferivelmente de 0,1 mN/m ou menos, e mais preferivelmente de 0,01 ou menos. IFT é determinado girando o tensiômetro de gota. Os tensoativos estão preferivelmente presentes no fluido de inundação em uma quantidade de 0,1 a 10% em peso e mais preferivelmente de 0,5 a 6% em peso baseados no peso total do fluido de inundação. A quantidade de tensoativo necessário irá varia consideravelmente dependendo de fatores, incluindo o tipo de tensoativo, o teor de salmoura no fluido, e impurezas no fluido de inundação. Os tensoativos são eficazes em fornecer os niveis desejados de IFT mesmo nos fluidos de inundação que têm alta sailinidade, isto é, até uma concentração de 9,1 kg/3,78 m3. Sais podem ser sais orgânicos ou inorgânicos, incluindo espécies monovalentes, divalentes, e trivalentes. Os sais inorgânicos encontrados geralmente na água salgada e ligeiramente salgada incluem, mas não são limitados a, sais cloreto e brometo de potássio, sódio, cálcio, magnésio, zinco, ferro, e amónio.
[015] Tensoativo não polimérico, viscoelástico age para abaixar o IFT entre o fluido de inundação e o óleo encontrados na formação e aumentam a viscosidade da água injetada durante a inundação com água. O tensoativo induz a formação de misturas de óleo/água, ou, mais preferivelmente, microemulsões, porque o fluido de inundação mistura com o óleo dentro do reservatório ou da formação. Ao mesmo tempo, o tensoativo induz um aumento da viscosidade no fluido de inundação para mais eficazmente empurrar e/ou transportar a mistura ou emulsão de óleo/água com através da formação para o buraco do poço, onde é retirado ou extraido. A presença destes tensoativos no fluido de inundação fornece uma viscosidade marcadamente maior comparada a um fluido de inundação sem tais tensoativos viscoelásticos. Uma viscosidade maior no fluido de inundação melhora a capacidade de empurrar ou de expelir óleo da formação tal que o uso de polímeros convencionais, por exemplo, PAM, pode ser reduzido ou eliminado completamente. A extensão do aumento da viscosidade irá variar consideravelmente dependendo de muitos fatores, incluindo tipo do tensoativo e a quantidade, teor de salmoura no fluido de inundação e na formação, composição e características físicas do óleo na formação, e impurezas no fluido de inundação. 0 fluido que flui terá tensoativo presente para fornecer uma viscosidade de 10 cPs ou mais, mais preferivelmente de 25 cPs ou mais, e ainda mais preferivelmente de 50 cPs ou mais. Na prática, as viscosidades do fluido que flui de 10 cps a 1000 cps podem ser empregadas.
[016] Os tensoativos úteis na presente invenção são viscoelásticos. Embora não limitado por qualquer teoria, o acredita-se que viscoelasticidade resultade de um tipo diferente de formação de micélios esféricos usuais formados pela maioria de tensoativos. Os tensoativos viscoelásticos foram micélios tipo de parafuso, tipo uma haste ou cilíndricos na solução. Os tensoativos viscoelásticos são preferidos porque permanecem estáveis em aplicações de alto cisalhamento, isto é, eles não degradam irreversivelmente sob alto cisalhamento. Os fluidos que têm tensoativos viscoelásticos exibem também uma maior condutividade com um reservatório ou formação do que os fluidos que têm tensoativos não-viscoelásticos.
[017] A propriedade de viscoelasticidade em general é bem conhecida e a referência é feita a S. Gravsholt, Journal of Coll, and Interface Sci., 57(3), 575 (1976); Hoffmann et al., "Influence of Ionic Surfactant on the Viscoelastic Properties of zwitterionic surfactant solutions", Langmuir, 8, 2140-2146 91992); e Hoffmann et al., The Rehological Behaviour of Different Viscoelastic Surfactant solutions, Tenside Surf. Det., 31, 289-400, 1994. Dos métodos de teste especificados por essas referências para determinar se um fluido possui propriedades viscoelásticas, um teste que foi revelado ser útil em determinar a viscoelasticidade de uma solução aquosa consiste em girar a solução e visualmente observar se as bolhas criadas pelo recuo do giro após girar estão paradas. Qualquer recuo das bolhas indica viscoelasticidade. Um outro teste útil é medir o módulo de armazenamento (G') e o módulo da perda (G") em uma temperatura dada. Se G' > G" em algum ponto ou além da faixa de pontos abaixo de 10 rad/s, tipicamente entre 0,001 a 10 rad/s, mais tipicamente entre 0,1 e 10 rad/s, em uma temperatura dada e se G'> 10-2 Pascais, preferivelmente Pascal 10"1, o fluido é considerado tipicamente viscoelástico nessa temperatura. As medições reológicas tais como o G' e G" são discutidas mais completamente em "Rehological Measurement", Encyclopédia of Chemical Techology", vol. 21, pp. 347-372, (John Wiley & Sons, Inc., N.Y., N.Y.,1997, 4 ed.). As revelações acima são incorporadas aqui por referência.
[018] Os tensoativos catiônicos viscoelásticos úteis na presente invenção incluem aqueles selecionados de i) certos sais quaternários e ii) certas aminas, iii) certos óxidos de amina iv) e combinações dos mesmos. Os tensoativos catiônicos representativos são apresentados abaixo.
[019] Os sais quaternários têm a fórmula estrutural:
Figure img0001
Segundo o qual Ri é uma porção hidrofóbica de alquila, alquilarilalquila, alcoxialquila, alquilaminoalquila ou alquilamidoalquila, e segundo o qual Ri tem de 16 a 22 átomos de carbono e pode ser de cadeia ramificada ou reta e saturado ou insaturado. R2 e R3 são, independentemente, i) um grupo alifático ou ii) um grupo alifático com uma porção aromática ou benzilica ligada ao mesmo. R2, R3, e R5 têm de 1 a 20 átomos. O grupo alifático pode ser de cadeia ramificada ou reta e saturado ou insaturado. R2, R3, e R5 podem ser, por exemplo, alquila, oxialquila, polioxialquila, alcóxi e alquilarila. Preferivelmente, R2, R3, e R5 são grupos alquila. Mais preferivelmente, R2, R3, e R5 são grupos metila ou etila. X é contra-ânion apropriado, tal como o Cl-, Br-, e CH3CH3SO4-.
[020] As aminas têm a seguinte fórmula estrutural:
Figure img0002
segundo o qual Ri, R2 e R3 são como definidos acima.
[021] As aminas representativas da estrutura acima incluem cocoalquilaminas com polioxietilenos (2-15), alquilaminas de seco com polioxietilenos (12-18), e oleil e erucil aminas com polioxietilenos (2-15).
[022] Os exemplos de tensoativos aniônicos não poliméricos, viscoelásticos úteis na presente invenção são representados pelas fórmulas (I) a (V): (I) ROSO3- (II) R (OCHR' CHR') mOSO3_ (III) RSO3- (IV) R ( OCHR' CHR') mSO3- (v) RC6H4-SO3- segundo o qual R representa um grupo alquila, alquenila, arilalquila, ou hidroxialquila. R tem de 16 a 24 átomos de carbono e mais preferivelmente de 16 a 20 átomos de carbono. R pode ser saturado ou insaturado, de cadeia ramificada ou reta, segundo o qual os grupos alquila ramificada têm de 1 a 6 átomos de carbono. Os grupos alquila representativos para R incluem o decila, dodecila, tetradecila (miristila), hexadecila (cetila), octadecila (oleila), estearila, erucila, e os derivados de óleos de côco, sebo, soja, e colza. O número de grupos óxido de alquileno, m, varia de 0 a 35 e mais preferivelmente 0 a 10.
[023] Os exemplos de tensoativos zwiteriônicos não poliméricos, viscoelásticos úteis na presente invenção são representados pela fórmula:
Figure img0003
segundo o qual Ri representa uma porção hidrofóbica de alquila, alquilarila, alcoxialquila, alquilaminoalquila e alquilamidoalquila, segundo o qual alquila representa um grupo que contem de 16 a 24 átomos de carbono que podem ser de cadeia ramificada ou reta e que podem ser saturados ou insaturados. Os grupos alquila de cadeia longa representativos incluem tetradecila (miristila) , hexadecila (cetila), octadecenila (oleila), octadecila (estearila), docosenóico (erucila), e os derivados de óleos de côco, sebo, soja, e colza. Os grupos alquila e alquenila preferidos são grupos alquila e alquenila que têm 16 a 22 átomos de carbono. Representativo de alquilamidoalquila é alquilamidopropila como alquila sendo como descrito acima. R2 e R3 são independentemente uma cadeia alifática (isto é ao contrário de aromático no átomo ligado ao nitrogênio quaternário, por exemplo, alquila, alquenila, arilalquila, hidroxialquila, carboxialquila e hidroxialquila-polioxialquileno, por exemplo, hidroxietil- polioxietileno ou hidroxipropil-polioxipropileno) tendo de 1 a 30 átomos de carbono, preferivelmente de 1 a 20 átomos de carbono, mais preferivelmente de 1 a 10 átomos de carbono e ainda mais preferivelmente de 1 a 6 átomos de carbono em que o grupo alifático pode ser de cadeia ramificada ou reta, saturado ou insaturado. As cadeias alquila preferidas são metila, etila, arialquila preferida é benzila, e hidroalquilas preferidas são hidroxietila ou hidroxipropila, enquanto carboxialquilas preferidas são acetato e propionato. Hidroxialquil-polioxialquilenos preferidos são hidroxietil-polioxietileno e hidroxipropil- polioxietileno. R4 é um radical hidrocarbila (por exemplo, alquileno) com comprimento de cadeia de 1 a 4. São preferidos os grupos metileno ou etileno.
[024] Os exemplos específicos de tensoativos zwiteriônicos viscoelásticos incluem as seguintes estruturas:
Figure img0004
segundo o qual Ri foi definido previamente aqui.
[025] Um outro exemplo de um tensoativo zwiteriônico viscoelástico selecionado é um óxido de amina. Este material tem a seguinte estrutura:
Figure img0005
segundo os quais Ri, R2, e R3 são como definidos acima.
[026] Outros tensoativos zwiteriônicos representativos incluem glicinato de hidroxietila de sevbo, propionatos, oleamidopropil betaina, e erucil amidopropil betaina.
[027] Os exemplos de tensoativos amfotéricos não poliméricos, viscoelásticos incluem aqueles representados pelo seguinte:
Figure img0006
segundo os quais Ri, R2, e R4 são os mesmo como definidos acima.
[028] Outros exemplos específicos de tensoativos amfotéricos viscoelásticos incluem as seguintes estruturas:
Figure img0007
segundo o qual Ri foi definido previamente aqui, e X+ é um cátion inorgânico tal como Na+, K+, NH4+ associado com um grupo carboxilato ou átomo de hidrogênio em um meio ácido.
[029] Os tensoativos zwiteriônicos e amfotéricos viscoelásticos úteis incluem aqueles revelados na patente U.S no. 6.831.108 B2, a qual é incorporada aqui por referência.
[030] Nos métodos da presente invenção, um fluido de inundação tendo um ou o mais tensoativos não poliméricos, viscoelásticos é introduzido, por exemplo, injetado, no reservatório ou na formação em pressão elevada com a finalidade de empurrar ou de expelir o óleo dele. O ponto ou o local da introdução do fluido de inundação são diferentes daquele local do buraco do poço, o ponto em que o óleo é extraido ou retirado do reservatório. A direção da inundação será dirigida tipicamente a uma área ou a um local no campo que permitirá eficiente extração ou retirada do óleo. Mais tipicamente, a direção da inundação estará para a vicinidade do buraco do poço ou aos poços ou passagens na formação que permite eficiente extração ou retirada.
[031] O fluido de inundação tem opcionalmente um ou mais membro do grupo de ácidos orgânicos, sais de ácido orgânico, e ácidos inorgânicos, e sais inorgânicos. O ácido orgânico ou sal do mesmo auxilia no desenvolvimento da viscosidade aumentada. Já que a água salgada é usada freqüentemente como um fluido de inundação no campo oleifero, o teor de sal em algum nivel pode já estar presente.
[032] Os ácidos orgânicos úteis são tipicamente aqueles de um ácido sulfônico ou de um ácido carboxilico. Os contra-ions dos sais de ácido orgânico são tipicamente sulfonatos ou carboxilatos. Representativos de tais moléculas orgânicas incluem sulfonatos e carboxilatos aromáticos tais como o sulfonato de p-tolueno, sulfonato de naftaleno, ácido clorobenzóico, ácido salicilico, ácido ftálico e o semelhante, segundo os quais tais contra-ions são solúveis em água. Mais preferidos são salicilato, ftalato, sulfonato de p-tolueno, carboxilatos de hidroxinaftaleno, por exemplo, ácido 5-hidroxi-l-naftóico, ácido 6-hidroxi-l-naftóico, ácido 7-hidroxi-l-naftóico, ácido l-hidroxi-2-naftóico, preferivelmente ácido 3- hidroxi-2-naftóico, ácido 5-hidroxi-2-naftóico, ácido 7- hidroxi-2-naftóico, e ácido 1,3-dihidroxi-2-naftóico e 3,4- diclorobenzoato. 0 ácido orgânico ou o sal do mesmo estarão opcionalmente presentes no fluido de inundação de 0,1% em peso a 10% em peso, mais tipicamente de 0,1% em peso a 7% em peso, e mesmo mais tipicamente de 0,1% em peso a 6% em peso baseados no peso total do fluido de inundação.
[033] Os sais inorgânicos úteis incluem sais de potássio, sódio e amónio solúveis em água, tais como o cloreto de potássio e cloreto de amónio. Adicionalmente, o cloreto de cálcio, o brometo do cálcio e os sais de haleto de zinco podem também ser usados. O sal inorgânico está opcionalmente presente no fluido de inundação em uma concentração em peso de 0,1 % em peso a 30% em peso, mais tipicamente de 0,1% em peso a 10% em peso, e mesmo mais tipicamente de 0,1% em peso a 8 % em peso. Os sais orgânicos, por exemplo, hidrocloreto de trimetilamônio e cloreto de tetrametilamônio, podem também ser usados em adição a, ou como uma substituição para, os sais inorgânicos.
[034] O componente do fluido de inundação que está presente na maior concentração é água. Tipicamente, a água será uma quantidade principal em peso do fluido. A água está tipicamente presente em uma quantidade em peso de 50% ou mais e mais tipicamente de 80% ou mais em peso do fluido. A água pode ser de qualquer fonte contanto que a fonte não contenha nenhum contaminante que seja quimicamente ou fisicamente incompatível com os outros componentes do fluido (por exemplo, provocando a precipitação indesejável). A água não necessita ser potável e pode ser salgada e conter sais de tais metais como sódio, potássio, cálcio, zinco, magnésio, etc. ou os outros materiais tipicos de fontes de água encontradas dentro ou próximas de campos oleiferos.
[035] Opcionalmente, os polímeros naturais ou sintéticos podem ser adicionados ao fluido de inundação para regular a viscosidade. Os polímeros úteis incluem, mas não são limitados a, guar e derivados de guar, xantana, poliacrilamida (PAM), amido e derivados de amido, derivados celulósicos, e poliacrilatos.
[036] O fluido de inundação (ou fratura) pode opcionalmente conter um gás tais como ar, nitrogênio ou dióxido de carbono para fornecer um fluido ou uma espuma energizada. A emulsão supercritica de dióxido de carbono pode estar também presente.
[037] Opcionalmente, os tensoativos não viscoelásticos, poliméricos ou não poliméricos, podem ser adicionados ao fluido de inundação para fornecer a redução adicional de IFT e/ou para modificar a viscosidade. Os tensoativos não viscoelásticos complexam com os tensoativos viscoelásticos para impactar em IFT e/ou viscosidade. Os tensoativos não viscoelásticos úteis podem ser aniônicos, catiônicos, não iônicos, zwiteriônicos/amfotéricos e combinações dos mesmos. Quando presentes, os tensoativos não viscoelásticos irão estar preferivelmente presentes em quantidades limitadas, isto é, de 0,5% ou menos, mais preferivelmente de 0,2% ou menos, e mesmo mais preferivelmente 0,1% ou menos em peso baseados no peso total do fluido de inundação.
[038] O método da presente invenção pode opcionalmente ser precedido por uma etapa de fratura hidráulica. Na fratura hidráulica, um fluido de fratura, tal como água, é injetado através de um buraco do poço e contra a face da formação em pressão e vazão para superar a pressão da carga da formação e iniciar e/ou estender uma fratura (s) na formação. O fluido de fratura carrega opcionalmente um propante, tal como areia, bauxita, grânulos de vidro, etc., de 20 a 40 mesh que é suspenso no fluido de fratura e transportado em uma fratura. O propante impede que a formação se feche para baixo propriamente quando a pressão é liberada. As fraturas preenchidas com propante fornecem os canais permeáveis através de que os fluidos de formação podem fluir para o buraco do poço e depois disso ser extraidos ou retirados.
[039] Deve-se compreender que a descrição antecedente é somente ilustrativa da presente invenção. As várias alternativas e modificações podem ser planejadas por aqueles versados na técnica sem se afastar da invenção. Consequentemente, a presente invenção é intencionada para incluir todas tais alternativas, modificações e variações que se enquadram dentro do escopo das reivindicações anexas.

Claims (11)

1. Método para a recuperação de óleo de um reservatório, caracterizado pelo fato de que compreende: a) introduzir um fluido de inundação no reservatório, em que o fluido tem os seguintes: i) água e ii) 0,1% em peso a 10% em peso com base no peso total do fluido de inundação de um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos selecionados a partir de: um ou mais tensoativos zwiteriônicos; e b) extrair o óleo através de um buraco de poço em um local diferente daquele ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório; em que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende um ou mais tensoativos selecionados de tensoativos zwiteriônicos de acordo com qualquer uma das fórmulas
Figure img0008
em que R1 representa um grupamento hidrofóbico de alquila contendo de 16 a 24 átomos de carbono, pode ser cadeia ramificada ou reta e pode ser saturado ou insaturado, alquilarilalquila ou alkoxialquila.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de inundação tem até 9,1 kg / 3,78 m3 (20 IBS/1000 gals) em água de sais orgânicos e inorgânicos.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluido de inundação tem 0,5% em peso a 10% em peso, baseado no peso total do fluido de inundação, do um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende contatar um gás com o fluido de inundação.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o gás é selecionado do grupo que consiste em nitrogênio, dióxido de carbono e suas combinações.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende um ou mais tensoativos selecionados a partir de oleamidopropil betaina, e erucil amidopropil betaina.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende oleamidopropil betaina.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende oleamidopropil betaina e erucil amidopropil betaina.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos zwiteriônicos compreende um ou mais compostos em que RI é alquilamidopropril e em que a porção alquila de tal grupo alquilamidopropil é selecionado do grupo que consiste em hexadecil, octadecenila, octadecila e dodecosenóico.
10. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o gás é o dióxido de carbono e está em contato com o fluido de inundação na forma de uma emulsão supercritica de dióxido de carbono.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreendem erucil amidopropil betaina.
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