Nos campos de óleos pesados existem uma grande dificuldade de escoamento do óleo do
reservatório até o poço, resultando em uma baixa produção de petróleo pelos métodos
convencionais. A adição de soluções ASP (álcali-surfactante-polímero) e polímeros à água
salina garante um aumento na viscosidade, o que reduz a formação de caminhos preferenciais
e diminui a tensão interfacial no reservatório, estendendo sua vida útil. Este trabalho teve o
objetivo de avaliar a eficiência de fluidos de injeção ASP e soluções poliméricas no
deslocamento do óleo, por meio da recuperação avançada de petróleo (EOR) utilizando
reservatórios simulados a partir de plugs de arenito e célula microrservatório aberta. Os
resultados mostram que na célula aberta, a injeção da solução ASP BIO obteve uma
recuperação de 34,7% de óleo após a recuperação convencional. Já a ASP comercial permitiu
uma recuperação avançada de 28,6%. No sistema Holder foram testados as seguintes soluções
poliméricas com seus respectivos fatores de recuperação avançada (FR): BIOPOL1 (Blenda
polimérica extraída: xantana comercial e Enterobacter sp. CCMICS 549) FR= 32,6%,
BIOPOL2 (EPS extraído de Xanthomonas axonopodis pv. manihotis 1182) FR= 22%,
BIOPOL3 (EPS extraído de Xanthomonas axonopodis pv. manihotis 1182 e Pseudomonas sp.
CCMICS 109) FR= 26% e BIOPOL 4 (EPS extraído de Enterobacter sp. CCMICS 549 e
Pseudomonas sp. CCMICS 109) FR= 22%. Foi realizada, também, análises de tensão
interfacial, na qual a maior redução foi da solução ASP com 0,4 mN/m. Os resultados
mostram que todos os fluidos EOR testados foram capazes de recuperar óleo residual,
possuindo um elevado potencial para a utilização in situ, possibilitando o aumento da
produção de óleo em campos maduros.
In heavy oil fields there is a great difficulty of oil flow from the reservoir to the well, resulting in a low petroleum production by conventional methods. The addition of polymers to water ensures an increase in viscosity, which reduces the formation of preferential pathways in the reservoir, providing a greater yield of petroleum fields and extending its useful life. This work aimed at studying and evaluating the influence of alkali-surfactant-polymer solutions (ASP) and microbial Bioactive (biopolymers and biosurfactant) in oil extraction. The results show that in the opened cell to the injection of ASP BIO solution, it had a recovery of 34.7% after conventional oil recovery. The commercial ASP obtained an enhanced recovery of 28.6%. In Holder system were tested the following polymer solutions with their respective advanced recovery factors (RF): ): BIOPOL1 (polymer Blenda: Commercial Xanthan and Enterobacter amningenus CCMICS 549) FR = 32.6%, BIOPOL2 (Xanthomonas axonopodis pv. Manihot 1182) FR = 22%, BIOPOL3 (Xanthomonas axonopodis pv. Manihot 1182 and Pseudomonas aeroginosa CCMICS 109) FR = 26% and BIOPOL 4 (Enterobacter amningenus CCMICS 549 and Pseudomonas aeroginosa CCMICS 109) FR = 22%. From the results obtained in the interfacial tension analysis the ASP solution obtained 0.4 mN. The results show that all tested EOR fluids were able to recover residual oil, with a high potential in situ, allowing the increase of oil production in mature fields.
