Banca de QUALIFICAÇÃO: TAMYRIS THAISE COSTA DE SOUZA

Uma banca de QUALIFICAÇÃO de DOUTORADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : TAMYRIS THAISE COSTA DE SOUZA
DATA : 25/08/2017
HORA: 14:30
LOCAL: SALA DE AULA DO NUPEG
TÍTULO:
PALAVRAS-CHAVES:

Tensoativo, microemulsão, recuperação avançada de petróleo.

PÁGINAS: 120
RESUMO:

Neste trabalho foi avaliado a utilização de fluidos químicos (solução de tensoativo e micromeulsão) 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 injetada e a forma como a tensão superficial, interfacial e a viscosidade influencia na recuperação de óleo cru (29º API). A quantidade de fluido químico injetado na etapa avançada também foi avaliado, seguindo da injeção em bancos de fluidos e a influência da o tempo de contato fluido-petróleo e a vazão de injeção de fluido na etapa de recuperação avançada. 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 desempenho inferior a utilização de micoemulsão, mesmo quando a concentração de matéria ativa é baixa (1,0% - m/m).   Foi observado que 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, chegando a 21,2% de recuperação de óleo in place pelo método avançado (%OOIP_A). A injeção contínua (3V_p) de microemulsão chega a ser desnecessária para aumentar o deslocamento de óleo. É possível alcançar resultados satisfatórios de %OOIP_A injetando menor quantidade microemulsão, seguida de injeção de salmoura. Porém quando o número de bancos de fluidos injetado aumenta e o seu volume diminui a capacidade de produção de óleo diminui continuamente. Nos testes de avaliação de vazão de injeção foi observado que teste de recuperação com menor vazão de injeção (0,5mL/min) obteve o maior resultado final de recuperação de óleo in place devido ao aumento do contato fluido-petróleo proporcionando maior miscibilidade estre as fases. A utilização do sistema microemulsionado com 6% tensaotivo (SM4) com vazão de 0,5 mL/min, chegou a recuperação de óleo in place de 24,1% (%OOIP_A) e recuperação total de 77,2% (%OOIP_T).

 

 

MEMBROS DA BANCA:
Presidente - 347057 - TEREZA NEUMA DE CASTRO DANTAS
Interno - 347289 - AFONSO AVELINO DANTAS NETO
Externo ao Programa - 1754344 - MARCOS ALLYSON FELIPE RODRIGUES
Externo ao Programa - 1531209 - VANESSA CRISTINA SANTANNA