BRPI0914506B1 - método para recuperar óleo de uma formação de reservatório - Google Patents

Abstract

método para recuperar óleo de uma formação de reservatório as concretizações da presente invenção incluem composições para uso em recuperação avançada de petróleo, e métodos para utilizar as composições para recuperar óleo. as composições da presente invenção incluem um surfactante não-iônico, nãoemulsificante tendo uma afinidade pelo co2 numa faixa de 1,5 a 5,0, dióxido de carbono numa fase líquida ou supercrítica, e água, sendo que o surfactante não-iônico, não-emulsificante promove a formação de uma espuma estável composta por dióxido de carbono e água.

Description

“MÉTODO PARA RECUPERAR ÓLEO DE UMA FORMAÇÃO DE RESERVATÓRIO" Campo da invenção [001] As concretizações da presente invenção referem-se à recuperação de petróleo; mais especificamente as concretizações referem-se a composições para recuperação de petróleo e a métodos para utilizar as composições nos processos de recuperação de petróleo.

Histórico da invenção [002] Uma variedade de técnicas vem sendo utilizadas para aumentar a recuperação de hidrocarbonetos de reservatórios subterrâneos nos quais os hidrocarbonetos não mais fluem por forças naturais. Essas técnicas podem incluir injeção de água e/ou posterior injeção de gás, entre outros. A injeção de água pode ser útil para recuperar alguns hidrocarbonetos, embora apenas aproximadamente um terço dos hidrocarbonetos sejam recuperados utilizando essa técnica. Como tal, tipicamente os procedimentos de injeção de água seguem-se aos procedimentos de injeção de gás. A injeção de gás pode ser realizada com um gás miscível, para reduzir a viscosidade do óleo presente na formação do reservatório de forma a aumentar o fluxo de hidrocarbonetos num poço de produção. Dióxido de carbono, que atua como solvente para reduzir a viscosidade do óleo, é um dos gases miscíveis mais eficazes e mais baratos. [003] A injeção de gás, porém, pode vir acompanhada de várias desvantagens. Um dos principais problemas encontrados é a varredura precária da formação do reservatório. A varredura insatisfatória ocorre quando o gás injetado no reservatório durante um processo de injeção de gás escoa por trajetos de menor resistência devido à baixa viscosidade do gás, ultrapassando assim porções significativas da formação.

Quando o gás ultrapassa porções significativas da formação, menor quantidade de óleo entra em contato com o gás, reduzindo a possibilidade de o gás reduzir a viscosidade do óleo. Isso quer dizer que o gás injetado durante o processo de injeção de gás "varre" o óleo na direção do poço de produção reduzindo a viscosidade do óleo. Porém, quando o gás não entra em contato com uma grande porção do óleo contido na formação do reservatório, uma grande porção do óleo contido na formação do reservatório é deixada para trás, produzindo uma varredura insatisfatória. Além disso, devido à baixa densidade do gás, o gás injetado pode atingir o topo da formação e "ultrapassar" porções da formação, levando a uma irrupção precoce do gás no poço de produção, deixando menor quantidade de gás dentro da formação do reservatório em contato com o óleo, e assim novamente reduzindo a probabilidade de o gás reduzir a viscosidade do óleo.

[004] Para aumentar a eficácia do processo de injeção de gás, sugere-se que a eficiência global de um processo de injeção de gás seja melhorada pela inclusão de um agente espumante ou surfactante para gerar espuma na formação. A espuma pode gerar uma viscosidade aparente de cerca de 100 a cerca de 1000 vezes à do gás injetado, podendo, portanto, inibir o fluxo do gás naquela porção de formação do reservatório que foi previamente varrida. Em outras palavras, a espuma pode servir para bloquear os volumes de formação do reservatório, através do qual o gás poderá encurtar caminho, reduzindo assim sua tendência de ser transportado por fissuras, rachaduras ou estratos altamente permeáveis, direcionando-o até porções previamente não varridas de formação do reservatório. Como tal, a espuma pode forçar o gás a conduzir os hidrocarbonetos recuperáveis das porções menos esgotadas do reservatório para o poço de produção.

[005] Os surfactantes utilizados em processos de injeção de gás, porém, enfrentam várias obstáculos. Por exemplo, os surfactantes tradicionais, tais como etoxi-sulfatos, tendem a criar espumas instáveis na formação do reservatório. Uma espuma instável poderá se decompor e/ou se dissolver na formação de reservatório, permitindo que o gás do processo de injeção de gás escoe para trajetos de menor resistência, levando à irrupção precoce e varredura insatisfatória, conforme aqui discutido.

[006] Outro problema encontrado pelos surfactantes do estado da técnica tem sido a seleção de surfactantes aniônicos com alta afinidade com a rocha de formação dentro do reservatório, como por exemplo, carbonato. Os surfactantes com alta afinidade com a rocha de formação podem adsorver-se na rocha de formação, levando à perda de surfactante. Sem surfactante presente, menor é a possibilidade de formação de espuma no interior do reservatório, o que também leva à irrupção precoce e varredura insatisfatória, conforme aqui discutido.

[007] Embora surfactantes não-iônicos venham sendo usados no estado da técnica para reduzir o problema de adsorção, os surfactantes não-iônicos selecionados são bons emulsificantes de água e óleo. Conforme apreciado pelo habilitado na técnica, a injeção de água é conduzida antes do processo de injeção de gás. Como tal, a formação do reservatório é frequentemente preenchida com água quando do início do processo de injeção de gás. Além disso, já que água e óleo estão presentes na formação do reservatório, segue-se que uma mistura de água e óleo egressa da formação do reservatório através de um poço de produção. Uma vez que água e óleo estão presentes na formação do reservatório, um surfactante que cria uma emulsão de óleo e água egressando da formação do reservatório é considerado indesejável já que óleo e água devem então ser separados para recuperação do óleo, levando a um aumento nos custos de produção.

Sumário da invenção [008] As concretizações da presente invenção incluem composições para uso em recuperação avançada de petróleo e a métodos para utilizar as composições para recuperação de petróleo. As composições da presente invenção podem incluir um surfactante não-iônico, não-emulsificante que promove a formação de uma espuma estável de dióxido de carbono e água. [009] Para as várias concretizações, o surfactante não- iônico, não-emulsificante tem a fórmula RO- (CR R CR R O)x(C2H4O)y- H para uso na formação de uma espuma estável com dióxido de carbono e água, onde R é selecionado dos grupos alquila ramificado, alquila cíclico e alcarila tendo de 3 a 11 átomos de carbono; R1, R2, R3 e R4 são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico e alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das seguintes condições: que R , R , R e R não sejam todos H, que a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 seja menor ou igual a cerca de 8; que x seja de 1,5 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1; que x seja um número inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 2 a 8; e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.Para as várias concretizações, o surfactante não-iônico, não emulsificante pode ter uma afinidade pelo CO2 na faixa de cerca de 1,5 a cerca de 5,0. Em concretizações específicas, o surfactante não-iônico, não-emulsificante é selecionado do grupo incluindo (CsHnOHCCs^O^-^H^-H, (CsHnOHCCs^O^- (C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O-)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, e suas misturas.

[010] Para as várias concretizações, a presente invenção também inclui um método para recuperar óleo de uma formação de reservatório que é penetrada por pelo menos um poço de injeção e um poço de produção, sendo que o método inclui selecionar um surfactante não-iônico, não-emulsificante tendo uma afinidade pelo CO2 numa faixa de cerca de 1,5 a cerca de 5,0; formar uma espuma estável de dióxido de carbono e água na formação de reservatório com o surfactante não-iônico, não emulsificante; permitir que o dióxido de carbono na espuma estável se dissolva no óleo na formação de reservatório para prover uma viscosidade reduzida do óleo; e bombear o óleo com a viscosidade reduzida da formação de reservatório.Para as várias concretizações, o surfactante pode incluir concretizações, conforme acima descritas. Para as várias concretizações, o surfactante pode também ter uma fórmula RO-(CR1R2CR3R4O)x(C2H4O)y-H, onde R é um grupo alquila linear tendo de 3 a 6 átomos de carbono; R1, R2, R3 e R4 são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico ou alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das seguintes condições: que 12 3 4 ' R , R , R e R não sejam todos H, que a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 seja menor ou igual a cerca de 8; que x seja de 4 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1; (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de propileno), que x seja um número inteiro de 1 a 2 1234 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R +R +R +R for igual a 2 a 8 (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de butileno ou óxido de isobutileno); e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.

[011] O sumário acima da presente invenção não pretende descrever cada concretização ou cada implementação do presente relatório. A descrição a seguir exemplifica mais especialmente concretizações ilustrativas. Em vários pontos do pedido, é fornecida orientação através de lista de exemplos que podem ser usados em várias combinações. Em cada caso, a lista citada serve apenas como grupo representativo, não devendo ser interpretada como uma lista exclusiva. Definições [012] Conforme aqui utilizados, "um/uma", "o/a/os/as", "pelo menos um/uma" e "um/uma ou mais" são utilizados de forma alternativa. O termo "compreender", "incluir" e variações dessas palavras não tem sentido restritivo quando tais termos aparecerem no relatório e nas reivindicações. Assim, por exemplo, uma composição que compreenda "um" surfactante não-iônico, não-emulsificante, pode ser interpretada como significando uma composição que inclua "um ou mais" surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes. Além disso, o termo "compreendendo" que é sinônimo de "incluindo" ou "contendo" é inclusivo, não limitado, e não exclui elementos ou etapas de métodos adicionais não citados.

[013] Conforme aqui utilizado, o termo "e/ou" significa um, mais de um, ou todos os elementos relacionados.

[014] Também na presente invenção, as citações de faixas numéricas através de pontos extremos incluem todos os números incluídos naquela faixa (ex: de 1 a 5, inclui 1, 1,5, 2, 2,75, 3, 3,80, 4, 5, etc.).

[015] Conforme aqui utilizado, o termo "água" pode incluir, por exemplo, salmoura, água conata, água superficial, água destilada, água carbonatada, água do mar, e uma combinação destas. Resumindo, a palavra "água" será aqui utilizada, sempre que ficar entendido que um ou mais dos termos "salmoura", "água conata", "água superficial", "água destilada", "água carbonatada", e/ou "água do mar" podem ser usados alternadamente.

[016] Conforme aqui utilizado, um "surfactante" refere-se a um composto químico que reduz a tensão superficial entre dois líquidos.

[017] Conforme aqui utilizado, uma "emulsão" refere-se a uma mistura de duas substâncias imiscíveis, onde uma substância (a fase dispersada) é dispersada na outra (a fase contínua).

[018] Conforme aqui utilizado, um "surfactante não-iônico" refere-se a um surfactante em que as moléculas que formam o surfactante não têm carga.

[019] Conforme aqui utilizado, o termo "não-emulsificante" refere-se a um surfactante que não estimula substancialmente a formação de emulsões que podem se formar nas formações de reservatório entre óleo e água.

[020] Conforme aqui utilizado, uma emulsão que se "rompe/desintegra" refere-se a uma emulsão de dois líquidos (ex: óleo e água) que se separa substancialmente em duas fases, medidas visualmente, num período definido de tempo. [021] Conforme aqui utilizado, o termo "grupo orgânico" é usado para fins da presente invenção como significando um grupo hidrocarboneto classificado como grupo alifático, grupo cíclico, ou uma combinação de grupos alifático e cíclico (ex: grupos alcarila e aralquila).

[022] No contexto da presente invenção, o termo "grupo alifático" significa um grupo hidrocarboneto saturado ou insaturado, linear ou ramificado. Esse termo é utilizado para abranger um grupo hidrocarboneto monovalente saturado linear ou ramificado que inclui, por exemplo, grupos alquila tendo a fórmula geral CnH2n ou C2H2n+1, dependendo de sua localização num composto, grupos hidrocarboneto monovalentes, insaturados, lineares ou ramificados com um ou mais grupos olefinicamente insaturados (ou seja, ligações duplas carbono-carbono); e grupos hidrocarboneto insaturados, lineares ou ramificados com uma ou mais ligações triplas carbono-carbono. [023] O termo "grupo cíclico" significa um grupo hidrocarboneto de anel fechado classificado como um grupo alicíclico, aromático ou heterocíclico.

[024] O termo "grupo alicíclico" significa um grupo hidrocarboneto cíclico tendo propriedades que lembram as de grupos alifáticos.

[025] O termo "grupo aromático" ou "grupo arila" significa um grupo hidrocarboneto mono ou polinuclear aromático.

[026] O termo "grupo heterocíclico" significa um hidrocarboneto de anel fechado no qual um ou mais dos átomos no anel é um elemento diferente de carbono (ex: nitrogênio, oxigênio, enxofre, etc.) [027] Conforme aqui utilizado, o termo "alquila ramificado" significa um grupo hidrocarboneto monovalente tendo um arranjo de cadeia ramificada dos átomos de carbono constituintes, onde tal estrutura pode ser saturada ou insaturada.

[028] Conforme aqui utilizado, o termo "fase supercrítica" significa um gás denso que é mantido acima de sua temperatura crítica (a temperatura acima da qual o gás não pode ser liquefeito por pressão).

Breve Descrição das Figuras [029] A Figura 1 ilustra uma concretização do aparelho utilizado para medir a viscosidade da espuma de acordo com a presente descrição, conforme descrito no Exemplo 1.

Descrição detalhada [030] As concretizações da presente invenção incluem composições para uso em recuperação avançada de petróleo e a métodos para utilizar as composições para recuperação de petróleo. As composições da presente invenção podem incluir um surfactante não-iônico, não-emulsificante, onde o surfactante promove a formação de uma espuma estável composta de dióxido de carbono e água.

[031] Os surfactantes são geralmente compostos orgânicos que são anfifílicos, significando que contém tanto grupos hidrofóbicos como hidrofílicos, podendo, portanto, ser solúveis tanto em solventes orgânicos como em água. Em concretizações aqui descritas, o surfactante pode reduzir a tensão interfacial entre dióxido de carbono e água.

[032] Conforme apreciado pelo habilitado na técnica, o dióxido de carbono está numa fase líquida quando submetido a uma pressão de cerca de 1.000 libras por polegada quadrada (psi) e a uma temperatura abaixo de cerca de 31 graus Celsius (oC). Além disso, o dióxido de carbono pode transitar de uma fase supercrítica quando, a uma pressão de cerca de 1.000 psi, a temperatura subir e ultrapassar 31oC. Em concretizações da presente invenção, o dióxido de carbono injetado na formação de reservatório pode ser transferido através de uma tubulação onde a pressão é de cerca de 2.000 psi e a temperatura varia de cerca de 25 a cerca de 70oC. Como tal, o dióxido de carbono pode vacilar entre a fase supercrítica e uma fase líquida embora, para concretizações da presente invenção, o dióxido de carbono seja descrito como tendo um comportamento de líquido.

[033] Quando o surfactante não-iônico, não-emulsificante da presente invenção for injetado com o dióxido de carbono e água na formação do reservatório contendo hidrocarbonetos (ex: óleo), o surfactante não-iônico, não-emulsificante poderá promover a formação de uma emulsão, ou espuma, formada de dióxido de carbono e água. Conforme aqui utilizado, e como é de conhecimento do habilitado na técnica, embora o dióxido de carbono e água estejam numa fase líquida e/ou supercrítica na formação de reservatório, e formem uma "emulsão" apropriadamente nomeada para evitar confusão com outras emulsões que podem se formar, conforme discutido, a emulsão formada de dióxido de carbono e água utilizando o surfactante não-iônico, não-emulsificante será designada "espuma".

[034] Conforme indicado, o surfactante da presente invenção pode ser não-iônico. Como tal, o grupo hidrofílico incluído no surfactante compreende um constituinte solúvel em água (ex: um constituinte pequeno e solúvel em água) em vez de uma espécie carregada. Por exemplo, tais grupos hidrofílicos podem incluir, embora não se restrinjam a um constituinte de poli(óxido de etileno), já que o poli(óxido de etileno) é um polímero solúvel em água, e não-iônico, conforme aqui discutido.

[035] Em alguns casos, a formação de rocha reservatório pode ter uma carga. Por exemplo, uma formação de reservatório formada de rocha de carbonato pode ter uma carga positiva. Em tais formações, o uso de um surfactante aniôico pode ser prejudicial, já que os surfactantes aniônicos podem ser atraídos para a carga positiva da rocha, e estar sujeitos a perdas por alta adsorção para a rocha de formação (ou seja, mais que cerca de 0,5mg/g de rocha). A perda de surfactante devido à adsorção pode ser indesejável do ponto de vista econômico e prático. Por exemplo, os surfactantes são geralmente relativamente caros se comparados com o dióxido de carbono utilizado em processos de injeção de gás. A perda de surfactante, portanto, pode levar a custos de produção mais altos, tornando mais cara e menos lucrativa a recuperação de petróleo. Em concretizações da presente invenção, o surfactante é não-iônico, sendo portanto, menos passível de atração para uma carga positiva ou negativa associada com a formação de rocha reservatório. Como tal, o uso de um surfactante não-iônico pode substancialmente evitar a adsorção de surfactante pela formação de rocha reservatório. [036] Conforme apreciado pelo habilitado na técnica, as emulsões formadas de óleo e água num processo de recuperação de petróleo são indesejáveis do ponto de vista de produção, já que qualquer emulsão formada de água e óleo pode ser decomposta para recuperação do óleo. Além disso, emulsões formadas de óleo e água de difícil decomposição, formadas em processos de recuperação de petróleo, podem ser indesejáveis, já que tais emulsões podem levar à obstrução e/ou a dificuldades de processamento na formação, quando se pretende extrair óleo da água num processo de recuperação de petróleo. Como tal, embora seja muito desejável evitar a ocorrência de emulsões de água e óleo, é altamente improvável evitar o uso de tais emulsões, já que óleo e água egressam da formação de reservatório juntos e se misturam na tubulação do poço de produção à medida que o óleo e a água escoam para a superfície, formando as emulsões de óleo e água.

[037] Em concretizações da presente invenção, o surfactante incluído em composições da presente invenção é também um surfactante não-emulsificante. Conforme aqui discutido, um surfactante refere-se a um composto químico que reduz a tensão interfacial entre dois líquidos. Os surfactantes da presente invenção, porém, reduzem a tensão interfacial entre dióxido de carbono e água para criar espuma formada de dióxido de carbono e água. Como tal, embora a formação de emulsões de óleo e água não possa ser totalmente evitada, os surfactantes não-emulsificantes da presente invenção não incentivam a formação de tais emulsões, e nem estabilizam substancialmente tais emulsões.

[038] Os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção, portanto, podem geralmente estar presentes numa emulsão "degradável" de óleo e água. Em uma concretização, quando o surfactante não-iônico, não-emulsificante estiver presente numa mistura de óleo e água, uma emulsão de óleo e água que se forme poderá se decompor/degradar em cerca de 1,5 horas ou menos. Em outra concretização, uma emulsão de água e óleo que se forme poderá se decompor/degradar em cerca de 1 hora ou menos.

[039] Em algumas concretizações, o surfactante não-iônico, não-emulsificante da presente invenção pode ser determinado como não-emulsificante misturando-se o surfactante, óleo (ex: decano) e água para formar uma emulsão e cronometrando-se o tempo necessário para que a emulsão se decomponha. Em concretizações da presente invenção, a quantidade de surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser mantida em baixo nível para duplicar a quantidade de surfactante presente na água numa formação de reservatório. Por exemplo, a quantidade do surfactante não-iônico, não-emulsificante misturado com óleo e água pode variar de cerca de 0,005 a cerca de 0,01 por cento em peso, com base no peso total da composição. Conforme apreciado pelo habilitado na técnica, o uso de uma quantidade maior de surfactante pode afetar a quantidade de emulsão formada e o tempo necessário para que a emulsão se separe em duas fases. Nos exemplos aqui citados, conforme discutido mais adiante na Seção dos Exemplos, a quantidade de surfactante não-iônico, não-emulsificante é mantida em baixo nível para que se constate a diferença entre os surfactantes examinados num período razoável de tempo.

[040] Além disso, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser incluído em composições da presente invenção para se criar uma espuma estável formada de dióxido de carbono e água. Conforme aqui utilizado, o termo "espuma estável" formada de dióxido de carbono e água refere-se a uma espuma que permanece como espuma (ex: que não se decompõe e nem se dissolve) por um período suficiente para seu uso pretendido em recuperação avançada de petróleo.

[041] Para as várias concretizações, os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção que podem ser usados para criar uma espuma estável, podem ser identificados por sua afinidade pelo CO2 A "afinidade pelo CO2" demonstrou basear-se nos fatores dominantes das interações hidrofóbicas-hidrofóbicas das caudas dos surfactantes, bem como nas interações hidrofóbicas-dióxido de carbono das caudas do surfactante no dióxido de carbono. Portanto, a afinidade pelo CO2 refere-se a um valor que pode ser determinado e atribuído a um composto, como por exemplo, um surfactante, e que indica quão bem o composto é solvatado na fase dióxido de carbono.

[042] A afinidade pelo CO2 de um surfactante, conforme aqui utilizada, é definida como a diferença negativa de um primeiro potencial químico do terminal hidrofóbico do surfactante em dióxido de carbono (pCT) e um segundo potencial químico do terminal hidrofóbico do surfactante em sua forma líquida (μΤΤ), conforme mostrado abaixo.

Afinidade pelo CO2 = -(pCT - μΤΤ) [043] O potencial químico de uma substância num solvente ou mistura solvente define sua estabilidade naquele solvente ou mistura solvente, sendo uma medida de quanto a entalpia livre (ou energia) de um sistema se altera quando várias moléculas de uma espécie são adicionadas ou removidas, enquanto se mantém constantes o número de outras moléculas, juntamente com a temperatura e pressão. Assim, o primeiro potencial químico ^CT) descreve a interação da cauda hidrofóbica do surfactante com dióxido de carbono e o segundo potencial químico (μΤΤ) descreve a interação da cauda hidrofóbica de surfactante com outra cauda hidrofóbica de surfactante na forma líquida do surfactante.

[044] Para as várias concretizações, modelos desenvolvidos como parte da presente descrição são usados para calcular os potenciais químicos pCT e μΤΤ. Em concretizações da presente invenção, pacotes de software, tais como COSMOTherm (COSMOlogic, GmbH&CoKG), podem ser usados para implementar os modelos da presente invenção, em que os resultados podem ser usados paralelamente para determinar os potenciais químicos.

[045] Por exemplo, para determinar o segundo potencial químico da cauda hidrofóbica do surfactante consigo mesma, um primeiro modelo é criado para representar a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante. Em seguida, um segundo modelo é criado para remover a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante do primeiro modelo e repetir a estrutura do primeiro modelo repetidamente até criar uma sequência contínua da estrutura. A partir disto, cria-se um "líquido" da estrutura do surfactante no segundo modelo. Um terceiro modelo é então criado para remover a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante do primeiro modelo e inseri-la no "líquido" ou sequência contínua, a partir do segundo modelo, e a quantidade de energia necessária para então remover a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante (o primeiro modelo) do líquido (segundo modelo) representa o segundo potencial químico (μΤΤ) da cauda hidrofóbica do surfactante consigo mesma.

[046] Os três modelos podem então ser diversificados dependendo de qual potencial químico precisa ser determinado. Por exemplo, para calcular o primeiro potencial químico da cauda hidrofóbica do surfactante com dióxido de carbono, o primeiro modelo é criado para representar a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante. Em seguida, um segundo modelo é criado para representar uma sequência contínua de uma estrutura de dióxido de carbono. Um terceiro modelo é então criado para remover a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante do primeiro modelo e inseri-la no "líquido" ou sequência contínua, do segundo modelo, e a quantidade de energia necessária para então remover a estrutura da cauda hidrofóbica do surfactante (o primeiro modelo) do líquido (o segundo modelo) representa o primeiro potencial químico (pCT) da cauda hidrofóbica do surfactante com dióxido de carbono. [047] Embora a afinidade pelo CO2 possa ser determinada para cada surfactante como primeira etapa para identificar surfactantes de interesse, para verificar se o surfactante forma uma espuma estável composta de dióxido de carbono e água, os surfactantes são identificados para uso na recuperação de petróleo num método de triagem. O método de triagem inclui passar a composição de um surfactante não-iônico, não emulsificante, dióxido de carbono e água por uma camada de areia a cerca de 4 mililitros por minuto (ml/min) a uma temperatura e pressão que sejam representativas de uma formação de reservatório no qual o surfactante não-iônico, não-emulsificante deva ser usado para criar uma espuma de dióxido de carbono e água. Em uma concretização, tal temperatura representativa pode ser de 40oC e uma pressão representativa pode ser de aproximadamente 2.000 libras por polegada quadrada (psi) . Uma descrição mais detalhada do método de triagem é descrito na Seção de Exemplos desta invenção.

[048] Em algumas concretizações, a quantidade de dióxido de carbono, água, e surfactante não-iônico, não-emulsificante da composição passada pela camada de areia pode ser de cerca de 90 por cento em volume de dióxido de carbono, cerca de 10 por cento em volume de água, e cerca de 0,1 por cento em peso de surfactante não-iônico, não-emulsificante, com base no peso total da composição. Além disso, as condições de teste (ex: 4ml/minuto a 40oC e 2.000 psi) podem ser selecionadas por serem representativas de condições encontradas na formação de reservatório. Porém, as concretizações da presente invenção também incluem o método de triagem utilizando outras condições de teste que seriam representativas de outras condições de formação de reservatório e/ou para surfactantes não-iônicos, não emulsificantes com um ponto de névoa abaixo de 40 graus Celsius, conforme aqui discutido.

[049] Ao desenvolver e executar o método de triagem numa variedade de surfactantes, conforme aqui descrito, surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com a capacidade de formar espumas estáveis podem ser determinados. Além disso, já que a afinidade pelo CO2 pode ser atribuída a cada surfactante, conforme aqui discutido, uma faixa de afinidade pelo CO2 que descreva os surfactantes que formam uma espuma estável, pode também ser determinada.

[050] Com base na discussão aqui provida, concretizações da presente invenção podem incluir surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes, com um limite mínimo de afinidade pelo CO2 de cerca de pelo menos 1,5. Numa concretização adicional, a presente invenção pode incluir surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com um limite mínimo para a afinidade pelo CO2 de cerca de pelo menos 1,6. Em outra concretização, a presente invenção pode incluir surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com um limite mínimo para a afinidade pelo CO2 de cerca de pelo menos 1,7. Em algumas concretizações, a afinidade pelo CO2 dos surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes pode ter um limite máximo não superior a cerca de 5,0. Numa concretização adicional, a presente invenção pode incluir surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com um limite máximo para a afinidade pelo CO2 não superior a cerca de 4,5. Em outra concretização, a presente invenção pode incluir surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com um limite máximo não superior a cerca de 4,0. As concretizações da presente invenção também incluem surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes com uma afinidade pelo CO2 com uma faixa que inclui pelo menos um dos valores de limite máximo e pelo menos um dos valores de limite mínimo aqui citados, com relação aos valores de afinidade pelo CO2. Assim, por exemplo, surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção podem ter uma afinidade pelo CO2 numa faixa de cerca de 1,5 a cerca de 5,0.

[051] Com respeito aos limites máximos e mínimos citados, descobriu-se que um surfactante com uma afinidade pelo CO2 maior que cerca de 5,0 pode ser demasiadamente CO2-fílica, o que significa que o surfactante tem forte atração pelo dióxido de carbono. Assim, para concretizações da presente invenção, é menos provável que o surfactante interaja com água, o que o torna indesejável para aplicações de recuperação de petróleo. De forma similar, um surfactante com uma afinidade pelo CO2 inferior a 1,5 pode não ser CO2-fílico o suficiente, o que significa ser menos provável que o surfactante se dissolva em dióxido de carbono, e, que portanto, é menos provável que água e dióxido de carbono se misturem para formar uma espuma estável.

[052] O método de triagem, conforme aqui descrito, pode também ser usado para identificar constituintes estruturais nos surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes que são capazes de contribuir na formação de uma espuma estável.Por exemplo, os constituintes estruturais de surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes formadores de uma espuma estável composta de dióxido de carbono e de água podem incluir um constituinte hidrofóbico, um constituinte hidrofílico e um grupo ligante que une o constituinte hidrofóbico e o constituinte hidrofílico. Para as várias concretizações, o constituinte hidrofílico do surfactante não-iônico, não- emulsificante pode ser um constituinte de óxido de etileno que tem a fórmula geral -(C2H4O)y-. Para as concretizações, o constituinte de óxido de etileno pode ser designado como "EO" .

[053] Para as várias concretizações, o constituinte surfactante hidrofóbico não-iônico, não-emulsificante pode ter a fórmula geral RO-, onde R pode ser selecionado dos grupo alquila linear, alquila ramificado, alquila cíclico, e alcarila conforme aqui discutido. Para as várias concretizações, os grupos alquila ramificado, alquila cíclico e alcarila para R do constituinte hidrofóbico contém de 3 a 11 átomos de carbonos, ao passo que o grupo alquila linear contém de 3 a 6 átomos de carbono. Quando o grupo R do constituinte hidrofóbico tiver mais de 11 átomos de carbono, o resultado poderá ser interações grandes cauda-cauda que reduzem a afinidade pelo CO2 do surfactante. Porém, quando o grupo R do constituinte hidrofóbico tiver menos de 3 átomos de carbono, as interações cauda-cauda são reduzidas e a afinidade pelo CO2 do surfactante aumenta.

[054] Para as várias concretizações, o grupo ligante que une o constituinte hidrofóbico e o constituinte hidrofílico pode ter a fórmula -(CR1R2CR3R4O)x-, onde R1, R2, R3 e R4 são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico e alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das seguintes condições: que 1 2 3 4 R , R , R e R não sejam todos H, e que o número total de 1234 átomos de carbono em R +R +R +R seja menor ou igual a cerca de 8. Exemplos de tais grupos ligantes podem incluir, porém não se restringem a óxidos de alquileno, tais como óxido de propileno (aqui designados "PO"), óxido de butileno, óxido de estireno, óxido de isobutileno, óxido de hexeno, óxido de octeno, e óxido de ciclohexeno, que pode aumentar a solubilidade do dióxido de carbono e assim aumentar também a afinidade pelo CO2 do surfactante.

[055] Em algumas concretizações, o surfactante não- iônico, não-emulsificante da presente invenção pode ter a fórmula seguinte: RO-( CR1R2CR3R4O)x(C2H4O)y- H onde R é selecionado dos grupos alquila ramificado, alquila cíclico e alcarila tendo de 3 a 11 átomos de carbono; 1 2 3 4 R , R , R e R são cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico ou alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das 12 3 4 seguintes condições: que R , R , R e R não sejam todos H, que a soma de átomos de carbono em R +R +R +R seja menor ou igual a cerca de 8; que x seja de 1,5 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1 (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de propileno); que x seja um número inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 2 a 8 (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de butileno ou óxido de isobutileno); e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.

[056] Em concretizações adicionais, o surfactante não- iônico, não-emulsificante da presente invenção pode ter a fórmula a seguir: RO-( CR1R2CR3R4O)x(C2H4O)y- H onde R é um grupo alquila linear tendo de 3 a 6 átomos de carbono; 1 2 3 4 R , R , R e R são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico ou alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das 1 2 3 4 seguintes condições: que R , R , R e R não sejam todos H, 1234 que a soma de átomos de carbono em R +R +R +R seja menor ou igual a cerca de 8; que x seja de 4 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1 (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de propileno); que x seja um número inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 2 a 8 (ex: o grupo óxido de alquileno é óxido de butileno ou óxido de isobutileno); e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.

[057] Para as várias concretizações, exemplos específicos dos surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção podem ser selecionados de um grupo que inclui, porém não se restringe a (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, e suas misturas. Para esses exemplos, o grupo R, conforme aqui provido, pode ser um de um alquila linear ou alquila ramificado, conforme for possível para a dada fórmula. Para as várias concretizações, cada um desses exemplos específicos dos surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes incluem grupos EO e PO, conforme aqui discutidos, onde a afinidade pelo CO2 está na faixa de cerca de 1,5 a cerca de 5,0, de cerca de 1,6 a cerca de 4,5, ou de cerca de 1,7 a cerca de 4,0, onde uma afinidade pelo CO2 nessas faixas seria útil para promover a formação de uma espuma estável de dióxido de carbono e água.

[058] Para as várias concretizações, os compostos utilizados para formar o constituinte hidrofílico e o grupo ligante do surfactante podem ser alimentados em bloco durante a síntese de surfactantes. Numa concretização adicional, cada constituinte hidrofílico e grupo ligante pode ser formado de um ou mais compostos. Quando mais de um composto for utilizado para formar o constituinte hidrofílico e/ou o grupo ligante, esses compostos podem ser coalimentados para a reação em relações diferentes. Por exemplo, a relação dos reagentes coalimentados para formar o constituinte hidrofílico e/ou o grupo ligante pode ser maior que 80 por cento em peso de um primeiro composto, com o restante sendo pelo menos um segundo composto. Em concretização adicional, a relação de reagentes coalimentados para formar o constituinte hidrofílico e/ou o grupo ligante pode ser maior que 90 por cento em peso de um primeiro composto, com o restante sendo pelo menos um segundo composto. Numa outra concretização, a relação de reagentes coalimentados para formar o constituinte hidrofílico e/ou o grupo ligante pode ser maior que 95 por cento em peso de um primeiro composto, com o restante sendo pelo menos um segundo composto. Em outra concretização, a relação dos reagentes coalimentados para formar o constituinte hidrofílico e/ou o grupo ligante pode ser maior que 98 por cento em peso de um primeiro composto, com o restante sendo pelo menos um segundo composto. Assim, por exemplo, uma alimentação de 90 por cento em peso de óxido de propileno e 10 por cento em peso de óxido de etileno pode ser aleatoriamente alcoxilada e ainda assim ser considerada um grupo ligante óxido de propileno (PO) para o surfactante. [059] Considera-se ainda que cada grupo R, R1, R2, R3 e R4 não precisam ser equivalentes no surfactante, e que os surfactantes da presente invenção podem incluir combinações 1 2 3 4 diferentes de grupos R, R , R , R e R num surfactante, contanto que atendam às exigências estruturais aqui discutidas. Assim, por exemplo, o grupo ligante -(CR1R2CR3R4O)x-, podem ter grupos orgânicos R, R1, R2, R3 e R4 estruturais diferentes no surfactante.

[060] Para as várias concretizações, o surfactante não- iônico, não-emulsificante, conforme aqui descrito, pode ser incluído numa quantidade de pelo menos 0,01 por cento em peso, quando dissolvido diretamente na fase dióxido de carbono, com base no peso total da composição. Numa concretização adicional, o surfactante não-iônico, não- emulsificante da presente invenção pode estar presente numa quantidade de pelo menos 0,05 por cento em peso quando dissolvido diretamente na fase dióxido de carbono, com base no peso total da composição. Em outra concretização, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode estar presente numa quantidade de cerca de pelo menos 0,5 por cento em peso quando dissolvido na fase aquosa. Numa concretização adicional, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode estar presente numa quantidade de cerca de pelo menos 0,1 por cento em peso, quando dissolvido na fase aquosa.

[061] Além disso, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser incluído nas composições da presente invenção numa faixa de cerca de 0,03 a cerca de 5,0 por cento em peso com base no peso total da composição. Em outra concretização, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser incluído nas composições da presente invenção numa faixa de cerca de 0,05 a cerca de 2,0 por cento em peso com base no peso total da composição. São possíveis outras faixas.

[062] Conforme aqui discutido, o método de triagem pode ser usado para determinar se a espuma formada do surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água, é uma espuma estável. Além disso, o método de triagem pode ser usado para determinar se a espuma formada com o surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água será benéfica num processo melhorado de recuperação de petróleo. Uma vez que a finalidade de formar a espuma do surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água consista em canalizar dióxido de carbono em porções de formação do reservatório não varridas previamente, conforme aqui discutido, para assim proceder, a espuma formada de dióxido de carbono e água deve ter uma viscosidade aparente de pelo menos 50 centipoises (cps) e de no máximo 300 cps na temperatura representativa do campo no qual será usada.

[063] A viscosidade é utilizada para descrever a resistência de um fluido ao fluxo: mais especificamente, a viscosidade é a relação de tensão de cisalhamento para o gradiente de velocidade num fluido. Para a espuma estável formada do surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água, uma viscosidade aparente é utilizada para melhor descrever a resistência da espuma ao fluxo nas concretizações aqui descritas. Por ter uma viscosidade aparente de pelo menos 50 cps à temperatura representativa do campo no qual será usada, a espuma formada do surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água, pode desacelerar o escoamento de dióxido de carbono para dentro da formação de reservatório, e ao mesmo tempo bloquear porções da formação do reservatório que tenham sido previamente esgotadas utilizando outras técnicas de recuperação.

[064] A viscosidade aparente das espumas formadas de surfactante não-iônico, não-emulsificante, dióxido de carbono e água da presente invenção, pode ser determinada utilizando a seguinte equação: onde o termo de fatoração, λ é ajustado em 0,5 e R descreve um raio de um tubo capilar utilizado num aparelho para medir a viscosidade aparente, DP é uma queda de pressão medida através do tubo capilar, L é uma extensão do tubo capilar e U é a velocidade da espuma emergindo do tubo capilar. O aparelho utilizado no processo de triagem, bem como a viscosidade aparente são descritos em maiores detalhes na Seção de Exemplos aqui citada.

[065] Além disso, os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção possuem um ponto de névoa. O ponto de névoa dos surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes é definido como a temperatura na qual o surfactante torna-se insolúvel em água a uma dada concentração de surfactante e a uma salinidade da água. Para os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes, a solubilidade em água do surfactante é regida pela capacidade de a água hidratar o grupo hidrofílico do surfactante não-iônico, não-emulsificante, por exemplo, o grupo constituinte poli(óxido de etileno) no surfactante da presente invenção. O ponto de névoa também aumenta à medida que a extensão do constituinte de poli(óxido de etileno) é aumentada, ao passo que o ponto de névoa geralmente diminui à medida que aumenta a salinidade da água.

[066] Para concretizações da presente invenção, os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes podem ser utilizados numa formação de reservatório onde a temperatura da formação de reservatório esteja abaixo do ponto de névoa do surfactante não-iônico, não-emulsificante. Após a temperatura da formação de reservatório se aproximar do ponto de névoa do surfactante não-iônico, não-emulsificante, a emulsão formada de água e dióxido de carbono pode tornar-se instável já que o surfactante não-iônico, não-emulsificante já não é mais solúvel em água a uma temperatura acima do ponto de névoa, não podendo assim estimular a formação de uma espuma composta por água e dióxido de carbono.

[067] Com base no acima exposto, pode parecer que seria desejável aumentar o ponto de névoa do surfactante não-iônico, não-emulsificante, já que um alto ponto de névoa de surfactante permitiria que o surfactante não-iônico, não-emulsificante fosse utilizado em formações de reservatório com temperaturas mais altas. Porém, o aumento do ponto de névoa de um surfactante, por exemplo, aumentando-se a extensão do constituinte de poli(óxido de etileno), também aumentaria o equilíbrio hidrofílico-lipofílico do surfactante (HLB). O HLB mede o nível de equilíbrio de um surfactante numa interface óleo-água. Para as várias concretizações, o HLB pode ser um valor útil para determinar a capacidade que um surfactante tem de reduzir a tensão interfacial entre óleo e água, formando assim uma emulsão óleo-água. Para as concretizações da presente invenção, surfactantes com um HLB de cerca de 14 a cerca de 20 serão geralmente bons surfactantes estabilizadores de emulsão óleo e água. Considerando-se que geralmente se procura evitar a emulsificação de óleo e água, o aumento do HLB deve ser equilibrado com as especificações de temperatura de cada formação de reservatório.

[068] Em algumas concretizações, a composição para uso em recuperação avançada de petróleo incluindo os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção pode ser usada numa formação de reservatório onde uma temperatura da formação do reservatório possui uma faixa aproximada do ponto de névoa do surfactante não-iônico, não-emulsificante até cerca de 30oC abaixo do ponto de névoa do surfactante não- iônico, não-emulsificante. Em algumas concretizações, a temperatura da formação do reservatório pode estar numa faixa de cerca de 10 a cerca de 20oC abaixo do ponto de névoa do surfactante não-iônico, não-emulsificante.

[069] Como tal, em concretizações em que a temperatura de formação de reservatório é aumentada, um surfactante não-iônico, não-emulsificante com um ponto de névoa elevado e, assim, com um HLB elevado, pode ser utilizado em processos melhorados de recuperação de petróleo, conforme aqui descrito. Tais surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes podem ser não-emulsificantes já que a temperatura elevada da formação do reservatório pode desestabilizar emulsões compostas de água e óleo. Assim, embora o surfactante não-iônico, não-emulsificante tenha um HLB elevado, ele pode também ser não-emulsificante quando utilizado em formações de reservatório com temperaturas elevadas.

[070] Conforme aqui discutido, as composições para uso em recuperação avançada de petróleo da presente invenção incluem água, o surfactante não-iônico, não-emulsificante e dióxido de carbono. O dióxido de carbono é um gás não-condensável (ex:um gás que não é facilmente condensado por resfriamento). Conforme apreciado pelo habilitado na técnica, para uma dada temperatura de óleo bruto, o gás não-condensável pode tornar-se miscível com óleo acima de uma pressão conhecida como pressão de miscibilidade mínima. Conforme aqui discutido, acima dessa pressão, esse gás "não-condensável" pode atingir uma fase líquida ou fase supercrítica com características tanto de gases como de líquidos.

[071] Embora as concretizações aqui descritas incluam dióxido de carbono como o gás não-condensável em composições da presente invenção, um habilitado na técnica apreciará que outros gases não-condensáveis podem também ser incluídos em lugar do dióxido de carbono e/ou adicionalmente ao dióxido de carbono. Exemplos de outros possíveis gases não-condensáveis incluem, porém não se restringem a nitrogênio, gás natural, metano, propano, butano, etano, etileno, sulfeto de hidrogênio, sulfeto de carbonila, ar, gás de chaminé de combustão, misturas de metano com etano, argônio, hidrocarbonetos leves, e suas misturas, entre outros.

[072] Em processos de recuperação melhorada que empregam gases não-condensáveis sob condições miscíveis, de acordo com as concretizações aqui descritas, pode-se fazer com que o óleo escoe na direção de um poço de produção, já que o gás não-condensável atua como solvente, e assim dissolver substancialmente ou "intumescer" o óleo (ex: aumentar o volume do óleo dissolvendo-o no óleo), para reduzir sua viscosidade (ex: provendo uma viscosidade reduzida do óleo). Conforme aqui utilizado, o termo "dissolver" no óleo refere-se ao processo em que o dióxido de carbono na espuma estável passa para a solução com o óleo. Considerando-se que o dióxido de carbono possui baixa viscosidade em relação ao óleo, a viscosidade do óleo diminuirá à medida que o dióxido de carbono se dissolver no óleo. Além disso, conforme aqui discutido, a viscosidade é a medida de resistência de um fluido ao escoamento. Portanto, ao permitir que o dióxido de carbono na espuma estável se dissolva no óleo na formação do reservatório para prover uma viscosidade reduzida do óleo, o óleo escoará mais rapidamente do que se o dióxido de carbono não tivesse sido dissolvido no óleo. Ao reduzir a viscosidade, o óleo pode escoar para um poço de produção conectado à formação de reservatório para recuperação do óleo.

[073] O dióxido de carbono pode ser incluído em concretizações da presente invenção a um limite mínimo de cerca de 10 por cento em volume ou mais, com base num volume total de água e dióxido de carbono. Numa concretização adicional, o dióxido de carbono pode ser incluído a um limite mínimo de cerca de 60 por cento em volume ou mais, com base num volume total de água e dióxido de carbono. O dióxido de carbono pode também ser incluído em concretizações da presente invenção a um limite máximo de cerca de 95 por cento em volume ou menos, com base num volume total de água e dióxido de carbono. Numa concretização adicional, o dióxido de carbono pode ser incluído a um limite máximo de cerca de 90 por cento em volume ou mais, com base no volume total de água e dióxido de carbono. As concretizações também incluem dióxido de carbono numa faixa que combina um limite mínimo com um limite máximo, conforme aqui citado, em relação às porcentagens em volume de dióxido de carbono.

[074] Conforme aqui discutido, o termo "água" utilizado com a composição da presente invenção pode ser, por exemplo, salmoura. Salmoura é água saturada ou água com alta concentração de sal. Uma solução de salmoura pode conter um teor tão baixo quanto 0,2 por cento em peso de sal, com base no peso total da solução de salmoura, ou pode conter sal até uma concentração de saturação de sal, que pode ultrapassar 15 por cento em peso, com base no peso total da solução de salmoura, dependendo da temperatura da solução de salmoura. Tais sais podem incluir cloreto de sódio, cloreto de cálcio, e/ou cloreto de magnésio, entre outros. Em algumas concretizações, a salmoura pode incluir de 2 a 10 por cento em peso de cloreto de sódio, 0,5 por cento em peso de cloreto de cálcio, e 0,1 por cento em peso de cloreto de magnésio em água deionizada. Outras salmouras podem também ser usadas. [075] Em algumas concretizações, as composições da presente invenção podem incluir outros aditivos. Por exemplo, a composição pode incluir inibidores de corrosão, cosurfactantes, inibidores de crostas, suas misturas, bem como outros aditivos. Em algumas concretizações, a quantidade total dos aditivos acrescentados às composições da presente invenção não é superior a cerca de 5 por cento em peso, com base no peso total da composição.

[076] Concretizações da presente invenção podem também incluir um método para recuperar óleo de uma formação de reservatório penetrada por pelo menos um poço de injeção e de um poço de produção contendo água e óleo. A concretização do método da presente invenção pode ser denominada como processo de injeção de gás, conforme aqui discutido. Considerando que os processos de injeção de gás são tipicamente um processo de recuperação terciária conduzido após injeção de água, os hidrocarbonetos deixados na formação do reservatório tendem a estar em áreas de difícil acesso. Da mesma forma, a maior parte da formação de reservatório é preenchida com água com base num procedimento de injeção de água. Como tal, as concretizações da presente invenção incluem selecionar um surfactante não-emulsificante, não-iônico da presente invenção, e injetar o surfactante não-iônico, não-emulsificante com dióxido de carbono e água no interior da formação de reservatório através do poço de injeção para formar uma espuma estável composta por dióxido de carbono e água na formação de reservatório, conforme aqui discutido. [077] Em algumas concretizações, o surfactante não- iônico, não-emulsificante pode ter um HLB menor que cerca de 14. Em várias concretizações, o surfactante não-iônico, não-emulsificante possui um HLB de cerca de pelo menos 14 e um ponto de névoa, sendo que a escolha do surfactante não-iônico, não-emulsificante da presente invenção pode incluir a seleção de um surfactante com um ponto de névoa na faixa aproximada da temperatura de formação do reservatório a cerca de 30oC acima de uma temperatura de formação do reservatório no qual a composição deve ser utilizada. Em algumas concretizações, a seleção do surfactante não-iônico, não-emulsificante da presente invenção inclui selecionar o surfactante com um ponto de névoa numa faixa de cerca de 10oC a cerca de 20oC acima da temperatura de formação do reservatório na qual a composição deve ser usada.

[078] Em algumas concretizações, o surfactante não- iônico, não-emulsificante pode ser injetado com dióxido de carbono na formação de reservatório contendo água. Porém, em várias concretizações, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser injetado no reservatório com água, e então o dióxido de carbono pode ser injetado no reservatório. Além disso, em algumas concretizações, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser injetado no reservatório tanto com água como com dióxido de carbono, sendo que o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser incluído no dióxido de carbono e/ou na água.

[079] A finalidade da espuma formada pode ser a de inibir o fluxo de dióxido de carbono naquela porção de formação do reservatório contendo somente óleo residual. Em outras palavras, a espuma pode bloquear o fluxo de dióxido de carbono em porções de formação do reservatório onde o óleo foi recuperado utilizando processos de recuperação previamente executados. Portanto, a espuma força o dióxido de carbono a conduzir os hidrocarbonetos recuperáveis das porções menos esgotadas da formação de reservatório na direção do poço de produção.

[080] Existem várias formas de gerar espuma. A espuma pode, por exemplo, ser preparada antes de ser injetada na formação do reservatório agitando-se água e o surfactante não-iônico, não-emulsificante e injetando-a no reservatório. Além disso, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode ser introduzido no campo com água e um gás não-condensável pode ser injetado atrás do surfactante não-iônico, não-emulsificante, o que se denomina processo de injeção alternada de surfactante e gás (SAG). Após o gás não-condensável atingir o surfactante não-iônico, não-emulsificante na formação de reservatório, as forças de cisalhamento podem criar espuma na formação de reservatório. Outros métodos para formar espuma na formação do reservatório são descritos na patente americana No. 4.380.266, aqui incorporada por referência.

[081] Conforme aqui discutido, uma vez que o processo de injeção de gás é tipicamente seguido por um processo de injeção de água, a formação de reservatório já contém água quando os métodos da presente invenção são iniciados. Como tal, o surfactante não-iônico, não-emulsificante pode migrar para a interface de dióxido de carbono e água para formar espuma quando o dióxido de carbono com surfactante é injetado no reservatório. Porém, a relação de dióxido de carbono para água pode ser maior que 95:1 próximo ao furo do poço, ou na abertura do poço de injeção, não existindo portanto, a tendência de a espuma se formar no furo de poço. Em vez disso, o surfactante não-iônico, não-emulsificante e o dióxido de carbono podem fluir mais adiante da formação de reservatório antes que uma quantidade suficiente de água seja encontrada para a formação de espuma de dióxido de carbono e água. Conforme será apreciado pelo habilitado na técnica, o dióxido de carbono com surfactante pode ser injetado na formação de reservatório de várias formas.

[082] Conforme aqui discutido, o método inclui permitir que o dióxido de carbono na espuma estável se dissolva no óleo na formação de reservatório para prover uma viscosidade reduzida do óleo, e bombear o óleo com a viscosidade reduzida a partir do reservatório. Conforme aqui discutido, o surfactante selecionado é não-emulsificante; portanto, o surfactante não-iônico, não-emulsificante não estimula a formação de emulsões formadas de água e óleo. Assim, uma emulsão compreendendo água e óleo que possa se formar na etapa do método de bombeamento da água e do óleo da formação de reservatório para a superfície da terra, tem maior probabilidade de se decompor, facilitando a recuperação de óleo sem uso adicional de técnicas de decomposição de emulsão, tais como as descritas na patente americana No. 4.374.734, aqui incorporada por referência.

[083] Deve ficar entendido que a descrição acima foi feita de forma ilustrativa, e não restritiva. Embora concretizações específicas tenham sido ilustradas e descritas no presente relatório, os habilitados na técnica apreciarão que outras disposições de componente podem ser substituídas pelas concretizações específicas mostradas. As reivindicações pretendem abranger tais adaptações ou variações das diversas concretizações da invenção, exceto na medida limitada pelo estado da técnica.

[084] Na Descrição Detalhada anteriormente citada, várias características estão agrupadas em concretizações representativas com a finalidade de simplificar o relatório. Esse método de descrição não deve ser interpretado como refletindo a intenção de que qualquer reivindicação requer mais características do que as expressamente citadas na mesma. Pelo contrário, como refletem as reivindicações a seguir citadas, o objeto da invenção reside numa extensão menor que a de todas as características de uma única concretização descrita. Assim, as reivindicações a seguir são aqui incorporadas à Descrição Detalhada, tendo cada reivindicação existência autônoma como concretização separada do relatório.

[085] As concretizações da presente invenção são ilustradas pelos exemplos a seguir. Deve ficar entendido que os exemplos, materiais, quantidades e procedimentos específicos devem ser interpretados no sentido amplo, de acordo com o escopo e espírito do relatório aqui apresentado. EXEMPLOS

[086] Os exemplos a seguir são apresentados para ilustrar, e não restringir o escopo da presente invenção. Salvo indicação em contrário, todas as partes e porcentagens são em peso. A porcentagem em peso é a porcentagem de um composto incluído numa mistura total, com base no peso. A porcentagem em peso pode ser determinada dividindo-se o peso de um componente pelo peso total da mistura e então multiplicando-se por 100. Salvo especificação em contrário, todos os instrumentos e compostos químicos estão disponíveis no mercado.

Materiais [087] Cloreto de sódio (cristais GR) da EM Science é usado no estado em que se encontra. Decano (n-decano certificado), cloreto de magnésio (hexaidrato, grau enzimático) e cloreto de cálcio (diidrato ACS certificado) são usados no estado em que foram recebidos da Fisher Scientific.

[088] Água deionizada (DI) é usada do começo ao fim de um purificador NanopureTM II (Barnstead, Dubuque, IA) com uma condutância média de 16 ohms.

[089] 2-etilhexanol da Sigma-Aldrich®, St. Louis, MO.

[090] Hidróxido de potássio da Sigma-Aldrich®, St.Louis, MO.

[091] Soluções de salmoura são preparadas incluindo de cerca de 2 a cerca de 10 por cento em peso de NaCl, 0,5 por cento em peso de cloreto de cálcio (CaCl2), e 0,1 por cento em peso de cloreto de magnésio (MgCl2) em água DI. Surfactantes são obtidos de fontes comerciais ou sintetizados conforme abaixo descrito. Síntese de Surfactante [092] O procedimento a seguir exemplifica um procedimento padrão para o preparo de uma solução surfactante utilizando alcoxilação, conforme é de conhecimento de um habilitado na técnica. Um procedimento similar pode ser usado para o preparo de outras soluções surfactantes utilizadas nos exemplos a seguir. Além disso, um habilitado na técnica apreciará que este é um procedimento representativo e que outros componentes podem ser substituídos no procedimento para o preparo de uma solução surfactante similar. Por exemplo, o exemplo a seguir inclui uma etapa de catalisação com hidróxido de potássio sólido (KOH).

Alcoxilação de 2-etilhexanol (4,5PO-8EO) [093] Cerca de 846 gramas (g) de 2-etilhexanol é catalisado com cerca de 2,98 gramas de hidróxido de potássio sólido (KOH) e desidratado sob 30 milímetros de mercúrio (mm Hg)/nitrogênio a cerca de 100 graus Celsius (oC) por cerca de 30 minutos. Esse material é então propoxilado bombeando-se cerca de 1.780 g de óxido de propileno (PO) num reator a uma temperatura de cerca de 130oC. A reação é deixada prosseguir a cerca de 130oC até que o PO tenha reagido. Esse material é então etoxilado bombeando-se cerca de 2.140g de óxido de etileno (EO) no reator. Após reação completa, medida no momento em que a pressão no interior do reator atinge temperatura ambiente, a mistura é neutralizada a cerca de 70oC mediante tratamento com silicato de magnésio ou neutralizada com ácido acético. EXEMPLO 1 [094] Neste Exemplo, a viscosidade aparente é determinada para vários surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes. O aparelho 100 para medir a viscosidade da espuma é ilustrado na Figura 1. Antes do início, o sistema é equilibrado em 40oC. Dióxido de carbono e uma solução surfactante são bombeados simultaneamente no sistema a uma relação volumétrica de 9:1 CO2:solução surfactante por meio de duas bombas 102 e 104, em que o dióxido de carbono é bombeado através da bomba 102 e a solução surfactante através da bomba 104. A mistura de dióxido de carbono e de solução surfactante é mantida a uma taxa de fluxo volumétrico total de 4 mililitros por minuto (ml/min). A espuma é gerada passando-se a mistura por um saco de areia de 4"(") x 0,152 106 contendo areia malha 20-40 que foi pré-equilibrada com surfactante. [095] A espuma gerada no saco de areia escoa por um tubo capilar (diâmetro interno (ID) de 0,03"), 195 centímetros de comprimento (cm). A pressão diferencial pelo tubo capilar é medida por um medidor de pressão diferencial (Validyne, Modelo CD23) com um diafragma de 100 psia (libra por polegada quadrada absoluta) 108, ou um medidor de pressão diferencial com uma diafragma de 20 psia 110. Um valor médio DP é obtido com um transdutor de pressão colocado no aparelho 100 em qualquer diafragma em uso 109, 110. À medida que a espuma se forma, a pressão no interior do capilar pode oscilar. Quando o valor médio registrado no transdutor a cada 2 minutos variar em menos que cerca de 15 por cento, o aparelho terá atingido o estado de equilíbrio.

[096] A presença de espuma é então verificada visualmente utilizando uma célula de visualização 112 após a espuma egressar do tubo capilar 114. A pressão do sistema é mantida próxima a 2.000 psi por meio de um regular de contrapressão. O valor real durante cada operação é registrado na tabela. [097] A viscosidade aparente de cada espuma é calculada a partir do DP empregando-se a seguinte equação: onde o termo de fatoração, λ é ajustado em 0,5 e R descreve um raio do tubo capilar, DP é uma queda de pressão medida, L é uma extensão do tubo capilar e U é a velocidade da espuma.

[098] A afinidade pelo CO2 é definida, conforme aqui discutido, como a diferença negativa em potencial químico do grupo surfactante hidrofóbico em dióxido de carbono (pCT) e potencial químico do grupo surfactante hidrofóbico em sua forma líquida pura (μΤΤ). O potencial químico do surfactante, bem como de seus grupos hidrofóbicos, hidrofílicos são calculados utilizando o pacote de software COSMOtherm (da COSMOlogic GmbH & Co. KG, Leverkusen, Alemanha). O programa COSMOtherm utiliza a teoria COSMO (modelo de triagem semelhante a condutor) de interação de carga eletrostática molecular de superfície para cálculo da propriedade termofísica de qualquer molécula em sua forma líquida pura de qualquer outro solvente de sua estrutura molecular.

[099] As estruturas moleculares isoladas de moléculas, macromoléculas, complexos organometálicos, radicais, íons e estados de transição orgânicos e/ou inorgânicos, entre outros, podem ser rotineiramente obtidas utilizando-se metodologia de química quântica. Os pacotes de programas Gaussian são utilizados para se obter a estrutura isolada dos surfactantes. Além disso, a metodologia AM1 semi-empírica é usada para se obter a estrutura isolada otimizada dos surfactantes. A hipótese inicial de cada estrutura é obtida utilizando-se o mesmo procedimento, para remover qualquer tendência na escolha do confôrmero. Utiliza-se também notação Smiles para definir o surfactante e CORINA Smiles (da Molecular Networks GmbH - Computerchemie, Erlangen, Alemanha) em programa 3D é utilizado para se obter a geometria inicial de todos os surfactantes.

[100] A COSMOtherm recomenda energia BP/TZVP, e o cálculo COSMO é realizado em todas as estruturas de surfactante não- iônico, não-emulsificante utilizando o programa Turbomole. O arquivo COSMO e de energia de cada surfactante é utilizado no programa COSMOtherm para calcular o potencial químico desejado. A opção de arquivo meta COSMO de surfactante é usada para calcular o potencial químico do terminal hidrofóbico do surfactante. A opção de meta-arquivo COSMO trata uma molécula como uma fileira de átomos, sendo que cada átomo na fileira possui um fator de peso atômico de 1. Ao se alterar o fator de peso atômico no meta-arquivo COSMO, a molécula pode ser coletada e repetida para criar macromoléculas, por exemplo. Neste caso, o fator de peso atômico da região hidrofílica/hidrofóbica do surfactante é zerado para representar somente a parte hidrofóbica/hidrofílica do surfactante. O arquivo COSMO e de energia de cada surfactante e sua descrição de meta-arquivo COSMO correspondente para o grupo terminal hidrofóbico é utilizado no programa COSMOtherm para calcular o potencial químico desejado do grupo terminal hidrofóbico do surfactante. O potencial químico do surfactante e seu terminal hidrofóbico é então calculado num solvente de dióxido de carbono.

[101] Os resultados dos experimentos são mostrados na Tabela 1. Conforme mostra a Tabela 1, os surfactantes não-iônicos, não-emulsificantes da presente invenção são representados para claramente mostrar as estruturas de cada um. Por exemplo, o 2-octanol-9PO-9EO mostrado na Tabela 1 pode também ser descrito como (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, que corresponde à fórmula geral aqui provida para o surfactante não-iônico, não-emulsificante. Para o exemplo, 2-octanol corresponde a "RO", 9PO corresponde a -(CR1R2CR3R4O)x- e 9EO corresponde a -(C2H4O). O conceito pode também ser aplicado a outros surfactantes não-iônico, não-emulsificantes listados na Tabela 1.

Tabela 1 * não calculado devido à presença de óxido de alquileno superior. X significa que não houve formação de espuma.

[102] Conforme se pode observar na Tabela 1, os surfactantes com hidrofóbicos ramificados maiores que 11 carbonos (Tergitol 15-S-7, ácido láurico - 12EO e Tergitol TMN 6) possuem interações cauda-cauda grandes levando a baixas afinidades pelo CO2. A baixa afinidade pelo Co2 desses surfactantes mostra que os surfactantes com uma porção hidrofóbica com mais de 9 carbonos possui interações cauda-cauda grandes que afetam a afinidade pelo CO2. Além disso, mostra que a afinidade pelo CO2 é altamente dependente das interações cauda-cauda das estruturas do surfactante já que a afinidade pelo CO2 aumenta ou diminui com base nas interações cauda-cauda.

[103] Conforme se pode observar na Tabela 1, esses surfactantes (Tergitol 15-S-7, ácido láurico - 12EO, e Tergitol TMN 6) não criam espuma estável, exceto quando EO suficiente é adicionado para conferir ao surfactante um HLB em torno de 15-16, como é o caso de Tergitol 15-S-20. Porém, ter um HLB maior que 14 não garante a capacidade de gerar espuma, conforme se pode observar com o 2-etilhexanol-11,8EO. Infelizmente, surfactantes com HLB maior que 14 são conhecidos por gerar emulsões óleo-água estáveis, podendo ser classificados como surfactantes emulsificantes, conforme aqui discutido. Tais surfactantes com HLB maior que 14 não são adequados para a presente invenção (exceto a temperaturas elevadas, conforme aqui descrito) já que se procura sempre evitar a formação de emulsões óleo-água estáveis, conforme discutido.

[104] Quando a extensão hidrofóbica ramificada é reduzida para 11 carbonos ou menos e um ligante de pelo menos 2 óxidos de propileno é adicionado (ex: exemplo 10) as interações cauda-cauda são reduzidas, aumentando a afinidade pelo CO2. Esses surfactantes geram espuma independente de HLB. Duas séries de surfactantes (ex: 2-EH - 5PO - (EO)y e 1-hexanol -5PO - (EO)y com HLBs variando de 12-15 e 13-16 respectivamente, são capazes de criar uma espuma estável em toda a faixa de HLBs. A faixa útil de afinidade pelo CO2 é de cerca de 1,2 a cerca de 5,0.

[105] Conforme se pode observar na Tabela 1, os surfactantes com hidrofóbicos lineares maiores que 6 carbonos (Ecosurf SA-9, 1-octanol - 4,5PO - 8EO, e 1-octanol - 4,5-PO - 12EO) possuem interações cauda-cauda maiores do que os hidrofóbicos ramificados, independentemente do teor de PO, levando à baixa afinidade pelo CO2. EXEMPLO 2 [106] Neste Exemplo, os surfactantes são misturados com salmoura para determinar o tempo de decomposição de uma emulsão óleo-salmoura. Um surfactante com 0,016 por cento em peso, com base no peso total da solução, é misturado num tubo de ensaio grande de vidro com 60 ml de salmoura consistindo de 2 por cento em peso de NaCl, 0,5 por cento de CaCl2 e 0,1 por cento de MgCl2 em água deionizada. Os surfactantes sólidos são fundidos a 50oC antes de serem adicionados à salmoura. Em seguida, 3 ml de um óleo, n-decano, é adicionado à salmoura, que é quando o n-decano cria uma camada de óleo no topo da camada aquosa.

[107] Os tubos de ensaio são aquecidos até 40oC e equilibrados. Os tubos de ensaio são sacudidos manualmente por 5 segundos cada, após o que o tempo é cronometrado. O óleo emulsificado forma uma camada semelhante a um creme no topo do tubo de ensaio ao longo do tempo. Quando uma camada incolor é visualizada no topo da emulsão branca devido à decomposição da emulsão óleo-em-salmoura, o tempo é anotado. Além disso, o tempo é observado quando a emulsão é decomposta tornando-se uma camada oleosa incolor e uma camada de salmoura incolor. Os resultados são mostrados na Tabela 2.

Tabela 2 [108] Conforme se pode observar na Tabela 2, o Tergitol 15-S-20, um etoxilato de álcool secundário, contendo 20 moles de óxido de etileno, é ideal para criar emulsões estáveis de óleo e água; sendo assim, um surfactante com uma porção hidrofóbica (ex: óxido de etileno) de 10-14 carbonos e alto HLB é um surfactante emulsificante indesejável. A redução da extensão da porção hidrofóbica (ex: 2EH-5-PO-15EO) diminui a estabilidade da emulsão óleo-água e, portanto, leva a surfactantes não-emulsificantes. Além disso, reduzir a extensão da porção hidrofóbica e o HLB (ex: 2EH-5PO-9EO) cria as emulsões óleo-água mais instáveis, que também são não-emulsificantes. EXEMPLO 3 [109] Neste exemplo, a viscosidade aparente é determinada para vários surfactantes à medida que a temperatura dos surfactantes aumenta. Este exemplo utiliza o mesmo procedimento e instrumentação conforme descrito no Exemplo 1 e Figura 1. É também digno de nota que como a pressão não aumenta à medida que a temperatura sobe, a densidade do CO2 diminui à medida que a temperatura aumenta, tornando mais difícil gerar espuma. Os resultados dos experimentos são mostrados na Tabela 3.

[110] Conforme se pode observar na Tabela 3, quando se aumenta o grupo hidrofílico (ex: poli(óxido de etileno), aumenta-se a temperatura na qual a espuma pode se formar. Por exemplo, 2-etil-1-hexanol-5PO-15EO forma uma espuma a 70 graus Celsius, o mesmo não acontecendo com o 2-etil-1-hexanol-5PO-9EO, 2-etil-1-hexanol-5PO-11EO e 2-etil-1-hexanol-5PO-13EO. Portanto, quando se aumenta a extensão de EO, e consequentemente o ponto de névoa, o surfactante mantém a capacidade de formar espuma a temperaturas mais altas.

REIVINDICAÇÕES

Claims (9)

1. Método para recuperar óleo de uma formação de reservatório, que é penetrada por pelo menos um poço de injeção e um poço de produção, caracterizado pelo fato de compreender: - selecionar um surfactante não-iônico, não-emulsificante incluindo um constituinte hidrofóbico, um constituinte hidrofílico e um grupo de ligação que liga o constituinte hidrofóbico e o constituinte hidrofílico, sendo que o constituinte hidrofílico é um constituinte de óxido de etileno tendo a fórmula geral -(C2H4O)y, o constituinte hidrofóbico tem a fórmula geral RO e ainda: (a) R é selecionado do grupo consistindo de alquila ramificada, alquila cíclica, e grupos alcarila tendo de 3 a 11 átomos de carbono; ou (b) R é um grupo alquila linear tendo de 3 a 6 átomos de carbono; e o grupo ligante que liga o constituinte hidrofóbico e o constituinte hidrofílico tem a fórmula geral -(CR1R2CR3R4O)X-, onde R1, R2, R3 e R4 são, cada um independentemente, selecionados a partir do grupo de H, alquila ramificada, alquila linear, alquila cíclica e grupos alcarila, tendo de 1 a 6 átomos de carbono, com a provisão de que um ou mais das características a seguir se aplicam: R1, 2 3 4 R , R e R não podem todos ser H e o numero total de átomos de carbono em R1 + R2 + R3 + R4 é menor que ou igual a 8; onde x é de 1,5 a 11 inclusive, quando a soma dos átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 é igual a 1; x é um nUmero inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 é igual 2 a 8; e y é um numero inteiro de 6 a 25 inclusive; - injetar o surfactante com dióxido de carbono dentro da formação de reservatório via poço de injeção, onde o surfactante é dissolvido diretamente na fase de dióxido de carbono em uma quantidade de pelo menos 0,01 por cento em peso com base no peso total da composição; - formar uma espuma estável de dióxido de carbono e água na formação de reservatório com o surfactante não-iônico, não emulsificante; - permitir que o dióxido de carbono na espuma estável se dissolva dentro do óleo na formação de reservatório para prover uma viscosidade reduzida do óleo; e - bombear o óleo com a viscosidade reduzida da formação de reservatório.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o surfactante não-iônico, não emulsificante ter a fórmula: RO -(CR3R2CR3R4O)x(C2H4O)y - H onde R é selecionado dos grupos alquila ramificado, alquila cíclico e alcarila tendo de 3 a 11 átomos de carbono; R1, R2, R3 e R4 são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico ou alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das seguintes condições: que R1, R2, R3 e R4 não sejam todos H, que a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 seja menor ou igual a 8; que x seja de 1,5 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1; que x seja um número inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual 2 a 8; e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.

3. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de o surfactante não-iônico, não-emulsificante ter a fórmula: RO- (CR1R2CR3R4O) x(C2H4O) y-H onde R é um grupo alquila linear tendo de 3 a 6 átomos de carbono; R1, R2, R3 e R4 são, cada qual, independentemente selecionados do grupo H, grupos alquila ramificado, alquila linear, alquila cíclico ou alcarila tendo de 1 a 6 átomos de carbono; com a condição de que sejam aplicáveis uma ou mais das seguintes condições: que R1, R2, R3 e R4 não sejam todos H, que a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 seja menor ou igual a 8; que x seja de 4 a 11 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 1; que x seja um número inteiro de 1 a 2 inclusive, quando a soma de átomos de carbono em R1+R2+R3+R4 for igual a 2 a 8 (por exemplo, o grupo óxido de alquileno é óxido de butileno ou óxido de isobutileno); e que y seja um número inteiro de 6 a 25 inclusive.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o surfactante não-iônico, não-emulsificante ser selecionado do grupo incluindo (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O) - (C3H6O) 5- (C2H4O) 11-H, (C8H17O) - (C3H6O) 9- (C2H4O) 9-h, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, e suas misturas.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de uma fase aquosa da espuma estável formada de dióxido de carbono e água incluir ainda pelo menos um aditivo selecionado de um grupo consistindo de inibidores de corrosão, co-surfactantes, inibidores de crostas, e suas misturas.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 5, caracterizado pelo fato de o surfactante ter um HLB de pelo menos 14.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de a etapa de selecionar o surfactante não-emulsificante, não-iônico incluir selecionar o surfactante com um ponto de névoa numa faixa de temperatura de formação de reservatório de 30°C acima da temperatura de formação do reservatório.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o surfactante não-iônico, não-emulsificante ser 2-octanol- (C3H6O) 9- (C2H4O)

9-H.