Banca de DEFESA: TAMYRIS THAISE COSTA DE SOUZA

Uma banca de DEFESA de DOUTORADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : TAMYRIS THAISE COSTA DE SOUZA
DATA : 11/10/2017
HORA: 09:00
LOCAL: AUDITORIO DO NUPEG
TÍTULO:
"ANÁLISE TÉCNICO - ECONÔMICA DE MÉTODOS DE INJEÇÃO DE MICROEMULSÃO NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO"
 

PALAVRAS-CHAVES:

Tensoativo, microemulsão, recuperação avançada de petróleo, viabilidade econômica de projeto.


PÁGINAS: 144
RESUMO:
Métodos de recuperação avançada de petróleo são utilizados com o objetivo de aumentar a produtividade de reservatórios nos quais, as injeções de água ou gás são pouco eficientes, ou mesmo como alternativa inicial para produção. Dentre esses métodos existem os métodos térmicos, miscíveis e químicos. A utilização dos métodos químicos de recuperação avançada atua na alteração de propriedades físico-química rocha/fluido, diminuindo a saturação residual de óleo e aumentando o deslocamento de óleo no meio poroso. A injeção de fluidos químicos, como solução de polímero, solução de tensoativo e microemulsão, busca aumentar a viscosidade de fluido injetado, diminuir a tensão interfacial e aumentar a miscibilidade entre o fluido injetado e o óleo retido. Estudos nessa área mostram que fluidos químicos são considerados uma alternativa eficaz na produção de petróleo após a utilização de água ou gás como fluido de injeção. Neste trabalho foi avaliado a utilização de fluidos químicos (solução de tensoativo e microemulsão) na recuperação avançada de petróleo (EOR) com a Ultramina NP200 como tensoativo. Os sistemas microemulsionados são compostos por: Ultramina NP200; n-Butanol; querosene e água de abastecimento local. Os sistemas microemulsionados (SM) foram caracterizados por medidas de diâmetro de partícula, tensão superficial, tensão interfacial e viscosidade. Nos testes de EOR, avaliou-se a influência da concentração de tensoativo injetado e a forma como a tensão superficial, interfacial e a viscosidade influenciam na recuperação de óleo cru (29º API). A utilização de solução de Ultramina NP200 conseguiu aumentar a capacidade de deslocamento de petróleo em relação a injeção de salmoura. Porém, a solução de tensoativo, apesar da alta concentração (25% m/m), obteve fator de recuperação inferior quando comparado a microemulsão, mesmo quando a concentração de matéria ativa é baixa (1,0% - m/m).  O fator de recuperação aumentou com o aumento da concentração de tensoativo na microemulsão, porém esse crescimento foi significativo para a injeção de SM com até 6% (m/m) de tensoativo. Observou-se também que é possível alcançar resultados satisfatórios de %OOIPA injetando menores quantidades microemulsão, seguida de injeção de salmoura. A utilização do sistema microemulsionado com 6% tensoativo (SM4) com vazão de 0,5 mL/min, chegou a recuperação do óleo in place de 24,1% (%OOIPA) e recuperação total de 77,2% (%OOIPT). Na avaliação econômica foi observado que a utilização de pequenos volumes de microemulsão, com maior concentração de tensoativo, pode resultar em um projeto mais viável, mediante análise do preço do barril de petróleo.


MEMBROS DA BANCA:
Interno - 347289 - AFONSO AVELINO DANTAS NETO
Externo à Instituição - ANTONIO ROBSON GURGEL - UFERSA
Externo ao Programa - 1754344 - MARCOS ALLYSON FELIPE RODRIGUES
Presidente - 347057 - TEREZA NEUMA DE CASTRO DANTAS
Externo à Instituição - TULIO YTERBIO FERNANDES VALE - PETROBRAS
Externo ao Programa - 1531209 - VANESSA CRISTINA SANTANNA
Notícia cadastrada em: 28/09/2017 15:55
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