Aplicação de nanofluidos na recuperação avançada de petróleo

Abstract

A recuperação avançada de petróleo (EOR) é um desafio para as diversas áreas de pesquisa. A nanotecnologia pode potencialmente alterar os mecanismos e processos de EOR. Neste trabalho é apresentado um estudo experimental utilizando nanofluidos para EOR, baseado em suspensões salinas do surfactante dodecil benzeno sulfonato de sódio (SDBS) em diferentes concentrações (3,00 a 46,30 mg / L) contendo 30 mg / L de nanopartículas (NP) de carbonato de cálcio ou dióxido de silício. As características do nanofluido foram avaliadas, visando sua aplicação na recuperação avançada do petróleo, visando a modificação da molhabilidade superficial, da tensão superficial, da viscosidade e da determinação da concentração micelar crítica em meio salino. O valor encontrado para CMC do tensoativo SDBS em água salina foi 46,30 mg/L. Observou-se que tanto as nanopartículas de carbonato de cálcio quando o dióxido de silício adsorveram o SDBS. O modelo de Langmuir não se ajustou aos dados experimentais e um razoável ajuste ao modelo de Freundlich foi encontrado para a adsorção do SDBS em SiO2, e uma fraca correlação para descrever a adsorção do SDBS em nanopartículas de CaCO3. Nenhuma mudança significativa na viscosidade da solução de SDBS foi observada com a adição de nanopartículas na concentração de 30 mg/L. Não houve mudança significativa na molhabilidade da solução com a adição de NP. Os ensaios de permeabilidade em uma coluna de leito fixo com meio poroso mostraram que ambas as nanopartículas são parcialmente retidas no escoamento do leito poroso de areia. A adição de nanopartículas de carbonato de cálcio e sílica em solução com surfactante aniônico dodecil benzeno sulfonato de sódio apresentaram efeito significativo para a recuperação avançada de petróleo, atingindo índices de recuperação incremental de 2,70 e 3,72 %, respectivamente.<br>

Abstract : Enhanced oil recovery (EOR) is a challenge for many different research areas. Nanotechnology can potentially alter the mechanisms and processes involved in EOR. In the present study EOR using nanofluids is investigated, which are based on aqueous solutions of sodium dodecyl benzene sulfonate (SDBS) in different concentrations (3.00 to 46.30 mg/L) containing 30 mg/L of nanoparticles of calcium carbonate and silicon dioxide. The critical micelar concentration (CMC) of SDBS in saline water was 46.30 mg/L. SDBS adsorbed onto the surface of NPs and the adsorption increased with the concentration of SDBS. The Langmuir model could not fit the experimental data, while a reasonable fit of the data to the Freundlich isotherm could be achieved for the adsorption of SDBS onto SiO2. On the other hand, Freundlich model showed a weak correlation with adsorption data of SDBS onto CaCO3 nanoparticles. The use of NPs in the concentration of 30 mg/L did not significantly change the solution viscosity. The use of NP in the solution also did not significantly change the wetting ability of the solution. The percolation of the solutions containing SDBS and NP through a porous fixed bed showed that the both NPs are partially retained in the porous media after 2 h of continuous flow. The addition of nanoparticle to the saline solution of SDBS caused a significant effect for enhanced oil recovery, reaching incremental recovery rates of 2.70 and 3.72%, respectively.