PPGQ/CCET PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA INSTITUTO DE QUÍMICA Telefone/Ramal: (84) 3342-2323/136 https://posgraduacao.ufrn.br/ppgq

Banca de DEFESA: FLAVIA FREITAS VIANA

Uma banca de DEFESA de DOUTORADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : FLAVIA FREITAS VIANA
DATA : 04/05/2018
HORA: 14:30
LOCAL: Auditório do NUPPRAR
TÍTULO:

MICROEMULSÕES E NANOEMULSÕES COM CONSTITUÍNTES ÁLCALI-SURFACTANTE-POLÍMERO APLICADOS NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO


PALAVRAS-CHAVES:

Surfactante. Polímero. Microemulsão. Nanoemulsão. Inversão de molhabilidade. Recuperação avançada de petróleo


PÁGINAS: 120
RESUMO:

A combinação de polímero, surfactante e álcali em um mesmo slug, conhecido como método álcali-surfactante-polímero (ASP) apresenta características favoráveis para aplicação em recuperação avançada de petróleo (EOR). Neste trabalho, sistemas multicomponentes microemulsionados e nanoemulsionados com constituíntes ASP foram desenvolvidos para aplicação na inversão de molhabilidade de rocha reservatório e na EOR. Diagramas pseudoternários em região rica de fase aquosa foram obtidos e alguns pontos selecionados para aplicação. O carbonato de sódio foi selecionado como agente alcalinizante e posteriormente 0,6 % de três polímeros comerciais de poliacrilamida na fase aquosa foram utilizados para formular novos sistemas de microemulsão. Com pontos de microemulsão ASP, pelo método de diluição, foram formulados sistemas nanoemulsões contendo 1,5 % de Na2CO3 e 0,06 % de polímero. As microemulsões e nanoemulsões foram caracterizados de acordo com o diâmetro de gotícula médio, a dimensão máxima e formato dos agregados micelares, potencial hidrogeniônico, tensão superficial, viscosidade e comportamento reológico através de modelos matemáticos, e por fim aplicados na inversão de molhabilidade através de medidas de ângulo de contato e na EOR através de um simulador de petróleo usando rocha arenítica Botucatu. Os tamanhos de gotículas apresentaram valores característicos de microemulsão, a dimensão máxima dos agregados micelares foi de 4,2 nm e os formatos das micelas foram do tipo elipse oblato, esfera e esfera oca. O pH confirmou um valor alcalino (pH médio igual a 10,0) e a tensão superficial foi reduzida, com valores abaixo de 35,0 mN/m a 24°C ± 1. Para as microemulsões sem polímero e as nanoemulsões o comportamento reológico foi do tipo Newtoniano, já para as demais microemulsões o modelo reológico matemático de fluidos Não Newtonianos foi o apropriado, sendo o modelo de Ostwald de Waale, característico de fluidos poliméricos. A viscosidade das microemulsões com polímeros, com valores de 19 a 41 cP, a 24°C ± 1, foram todas maiores que a do petróleo médio (29,3 °API) presente na rocha reservatório Botucatu, que apresenta valor de 14,5 cP. Todos os sistemas formulados deixaram a rocha molhável à água, sendo eficientes na inversão de molhabilidade, favorecendo o desalojamento do óleo. Os resultados de recuperação comprovaram a eficiência de varrido e de deslocamento das microemulsões e nanoemulsões, uma vez que as recuperações totais do óleo foram elevadas, variando de 65% a 97%.


MEMBROS DA BANCA:
Interno - 348475 - DJALMA RIBEIRO DA SILVA
Externo à Instituição - FABIOLA DIAS DA SILVA CURBELO - UFPB
Externo ao Programa - 1754344 - MARCOS ALLYSON FELIPE RODRIGUES
Externo à Instituição - RICARDO HENRIQUE DE LIMA LEITE - UFERSA
Presidente - 347057 - TEREZA NEUMA DE CASTRO DANTAS
Notícia cadastrada em: 22/03/2018 10:14
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