Banca de QUALIFICAÇÃO: GREGORY VINICIUS BEZERRA DE OLIVEIRA

Uma banca de QUALIFICAÇÃO de DOUTORADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : GREGORY VINICIUS BEZERRA DE OLIVEIRA
DATA : 03/02/2023
HORA: 14:00
LOCAL: Remota (Google Meet)
TÍTULO:

INJEÇÃO DE VAPOR E SISTEMAS MICRO/NANOEMULSIONADOS COMO MÉTODO DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA PARA ÓLEO PESADO


PALAVRAS-CHAVES:

Recuperação avançada, microemulsão, nanoemulsão, vapor, óleo pesado.


PÁGINAS: 100
RESUMO:

A produção de óleo nos campos terrestres do Nordeste brasileiro encontra-se em forte declínio, necessitando da aplicação de métodos de recuperação avançada para reverter essa tendência. Para estes campos a injeção de vapor é amplamente utilizada, porém, em estágios avançados de injeção, pode apresentar um alto custo e baixa eficiência. Neste caso, o uso de métodos químicos associados ao vapor pode levar a um acréscimo na recuperação de óleo. Neste estudo, sistemas micro (SM) e nanoemulsionados (SN), constituídos de Ultranex NP 100 (tensoativo), n-butanol (cotensoativo), água produzida sintética (fase aquosa), e querosene (fase óleo), foram injetados associados ao vapor como método de recuperação de óleo pesado para reservatórios siliciclásticos. Os sistemas foram caracterizados quanto ao diâmetro de gotícula, tensão superficial e interfacial, comportamento reológico e viscosidade, além de avaliar o efeito na molhabilidade das rochas arenito utilizadas, arenito Berea e arenito de reservatório do Nordeste Brasileiro. Nos ensaios de coreflooding foram avaliados os parâmetros de concentração de tensoativo, ordem de injeção dos bancos de vapor e solução, método de injeção (co-injeção ou injeção alternada), vazão de injeção e proporção volumétrica dos fluidos injetados. Todas as soluções desenvolvidas apresentaram redução na tensão superficial e interfacial e alteraram a molhabilidade dos arenitos para molhável a água, características favoráveis para a uso como método de recuperação avançada. A utilização da solução de microemulsão com 8,66% de tensoativo em sua composição co-injetada com vapor em mesma proporção na vazão de 0,125 mL/min apresentou o melhor resultado de fator de recuperação do óleo (70,10%) no arenito Berea e no arenito reservatório (54,34%). Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de utilizar um método de recuperação avançada híbrido (método térmico associado ao químico) para óleo pesado, o que pode impulsionar a revitalização de campos maduros, garantindo o prolongamento da produção e a estimulação do desenvolvimento regional.


MEMBROS DA BANCA:
Externo ao Programa - 1754344 - MARCOS ALLYSON FELIPE RODRIGUES - nullExterno à Instituição - PEDRO TUPÃ PANDAVA AUM - UFPA
Externa à Instituição - TAMYRIS THAISE COSTA DE SOUZA - UNIFESSPA
Presidente - 347057 - TEREZA NEUMA DE CASTRO DANTAS
Notícia cadastrada em: 19/01/2023 15:24
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