Navegando por Autor "Nóbrega, Geraldine Angélica Silva da"
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Tese Avaliação do comportamento de fluidos micelares na recuperação avançada de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-08-21) Santos, Francisco Klebson Gomes dos; Barros Neto, Eduardo Lins de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3; ; http://lattes.cnpq.br/0273000754120553; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; Nóbrega, Geraldine Angélica Silva da; ; http://lattes.cnpq.br/2114102220321647; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4702157Y9Em campos de óleos pesados há uma grande dificuldade de escoamento do óleo do reservatório até o poço, tornando sua produção mais difícil e de alto custo. A maior parte dos volumes originais de óleo encontrados no mundo é considerada irrecuperável pelos métodos convencionais. A injeção de soluções micelares propicia uma atuação direta nas propriedades interfaciais do óleo, provocando um aumento da recuperação. O objetivo desse trabalho foi estudar e selecionar soluções micelares capazes de diminuir as interações interfaciais entre os fluidos e a formação, visando o aumento da produção. A seleção das soluções micelares foi feita a partir de tensoativos comerciais e sintetizados em laboratório, baseado em propriedades intrínsecas dessas moléculas, para se realizar uma recuperação avançada de petróleo. Reservatórios de petróleo foram simulados a partir de plugs de arenito da formação Botucatu Bacia do Paraná. Foram realizados, dentre outros, ensaios de recuperação convencional e avançada de petróleo com as soluções micelares. Os principais resultados mostram que todas as soluções micelares foram capazes de recuperar o óleo, e que a solução micelar preparada com tensoativo aniônico SB, em solução 2% KCl, apresentou maior fator de recuperação dentre as demais. Foi realizada, também, uma análise econômica, com a solução de tensoativo SB. Injetando-se 20% do volume poroso de solução micelar, seguida de injeção de salmoura, o acréscimo de recuperação de petróleo pode chegar a uma fração de recuperação de 81% ao longo do 3º volume poroso injetado. O acréscimo do custo do tensoativo à água de injeção representa um valor de R$ 7,50/tonelada de fluido injetadoTese Avaliação e modelagem da absorção de H2S do gás natural em coluna de leito estagnado(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2013-09-09) Silva Filho, Luiz Ferreira da; Barros Neto, Eduardo Lins de; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3; ; http://lattes.cnpq.br/0134882838594397; Nóbrega, Geraldine Angélica Silva da; ; http://lattes.cnpq.br/2114102220321647; Lopes, Francisco Wendell Bezerra; ; http://lattes.cnpq.br/8791819081924591; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; Oliveira, Humberto Neves Maia de; ; http://lattes.cnpq.br/7302633941782540O gás natural, embora seja composto basicamente de hidrocarbonetos leves, apresenta também em sua composição gases contaminantes como o CO2 (Dióxido de carbono) e o H2S (Sulfeto de hidrogênio). O H2S, que comumente ocorre nas atividades de exploração e produção de óleo e gás, danifica as tubulações de transporte do petróleo e do próprio gás natural. Por isso, a eliminação do sulfeto de hidrogênio levará a significativa redução dos custos de operação e a uma melhor qualidade do óleo destinado as refinarias, resultando assim num beneficio econômico, ambiental e social. Tudo isso demonstra a necessidade de desenvolvimento e aprimoramento de sequestrantes que removam o sulfeto de hidrogênio da indústria de petróleo. Atualmente existem vários processos para o tratamento do gás natural, utilizados pela indústria petrolífera para remoção do H2S, no entanto, eles produzem derivados de aminas que danificam as torres de destilação, formando precipitados insolúveis que provocam entupimento dos dutos e originam resíduos de grande impacto ambiental. Por isso, a obtenção de um sistema estável em meio reacional inorgânico ou orgânico capaz de remover o sulfeto de hidrogênio sem formar subprodutos que afetem a qualidade e o custo do processamento, transporte e distribuição do gás natural é de grande importância. Para estudar, avaliar e modelar a transferência de massa e a cinética da remoção do sulfeto de hidrogênio (H2S) montou-se uma coluna de absorção contendo anéis de raschig, por onde o gás natural contaminado com H2S atravessava uma solução aquosa de compostos inorgânicos estagnada, sendo por esta absorvida. A essa coluna foi acoplado a um sistema de detecção de H2S com interface com o computador. Os dados e Equações do modelo foram resolvidos pelo método de mínimos quadrados modificado de Levemberg-Marquardt. Neste estudo além da água foram utilizadas as soluções de hidróxido de sódio, permanganato de potássio, sulfato de cobre, cloreto férrico, cloreto de zinco, cromato de potássio, sulfato de manganês, a baixas concentrações, na ordem de 10 ppm, com o objetivo é avaliar a interferência entre parâmetros físicos e químicos da absorção, ou mesmo buscar um melhor coeficiente de transferência de massa como é o caso dos reatores de mistura e colunas de absorção operando em contra corrente. Nesse contexto a avaliação da remoção do H2S surge como um procedimento valioso para o tratamento do gás natural e destino dos subprodutos do processo. Os estudos das curvas de absorção obtidos permitiram determinar a etapa controladora da transferência de massa dos processos envolvidos, os coeficientes volumétricos de transferência de massa e as concentrações de equilíbrio, assim como, efetuar um estudo cinético. Os resultados mostraram que a cinética de remoção do H2S é maior para o NaOH, mas como o estudo foi realizado em baixas concentrações de reagente pode-se verificar o efeito das reações secundárias nos outros reagentes, principalmente no caso do KMnO4, que mostra seu sub produto, MnO2, também atua na absorção do H2S. O CuSO4 e o FeCl3 também apresentaram boa eficiência de remoçãoTese Estudo da molhabilidade de superfícies de parafina e aço inoxidável por soluções de tensoativos não iônicos(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2015-03-06) Nascimento, André Ezequiel Gomes do; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; http://lattes.cnpq.br/2811639726261017; ; http://lattes.cnpq.br/7617753920843808; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://lattes.cnpq.br/2174051551046465; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; Nóbrega, Geraldine Angélica Silva da; ; http://lattes.cnpq.br/2114102220321647; Fernandes, Manoel Reginaldo; ; http://lattes.cnpq.br/4396362216028363; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; http://lattes.cnpq.br/3613318563806519Molhabilidade é uma propriedade amplamente utilizada em muitas aplicações industriais. O objetivo deste estudo foi determinar a molhabilidade de superfícies de parafina de cadeia longa por tensoativos não iônicos com graus de etoxilação diferentes. As interações entre as fases sólida e líquida foram determinadas através de medições do ângulo de contato aparente, enquanto a morfologia foi obtida por microscopia de força atômica. Os resultados demonstraram que a massa molar da parafina tem uma influência direta sobre a molhabilidade das superfícies por soluções de tensoativo. O aumento na mossa molar da parafina promoveu uma redução do ângulo de contato entre as interfaces sólido-líquido, devido à formação de superfícies com menor rugosidade. Um aumento do grau de etoxilação do tensoativo reduziu a molhabilidade diretamente, tendendo para um comportamento similar ao da água. Observou-se que a parafina derretida cristaliza mais abruptamente quanto maior for a sua temperatura de fusão, o que impede a formação de cristais e, consequentemente, redução na rugosidade.Tese Estudo de uma coluna de absorção recheada para desidratação do gás natural utilizando microemulsão como absorvente(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2007-10-11) Nóbrega, Geraldine Angélica Silva da; Dantas Neto, Afonso Avelino; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9; ; http://lattes.cnpq.br/2114102220321647; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; Chiavone Filho, Osvaldo; ; http://lattes.cnpq.br/2621516646153655; Garnica, Alfredo Ismael Curbelo; ; http://lattes.cnpq.br/0257037690238235; Gurgel, Alexandre; ; http://lattes.cnpq.br/5266735277153768No processamento do gás natural, a remoção da água representa uma etapa fundamental, pois a combinação de hidrocarboneto e água propicia a formação de hidratos. O gás produzido na Bacia Potiguar apresenta altos teores de água (aproximadamente de 15000 ppmv) e para sua desidratação são utilizados processos de absorção e adsorção. Estes processos são utilizados na Unidade de Tratamento de Gás (UTG) em Guamaré (GMR), RN. São considerados onerosos e não oferecem bons resultados quando se deseja obter um teor máximo de 0,5 ppm de água na jusante da UTG. Dentro deste contexto, a pesquisa na área das microemulsões surge como alternativa para que sua utilização como líquido dessecante em um processo de absorção desidrate o gás natural. As microemulsões foram escolhidas por possuírem alta capacidade de solubilização, redução da tensão interfacial e grande área interfacial entre as fases contínua e dispersa, parâmetros importantes para garantir a eficiência de uma coluna de absorção. Para a formulação do líquido dessecante foram construídos diagramas de fases com três tensoativos não-iônicos (RDG 60, UNTL L60 e AMD 60), e aguarrás (Petrobras-GMR). Diante dos diagramas construídos foram utilizados quatro formulações sendo elas: 30% RDG 60-70% aguarrás; 15%RDG 60-15%AMD 60-70% aguarrás; 30% UNTL L60-70% aguarrás; 15%UNTL L60-15%AMD 60-70% aguarrás. Como o gás natural comercializado é processado, foi necessário umidificá-lo, e para isto ele foi submetido a resfriamento (13ºC), utilizando peneira molecular 4A de 8 a 12 mesh úmida, e assim obter elevada concentração de água (aproximadamente 15000 ppm). A determinação das curvas de equilíbrio foi realizada com base no método dinâmico, estando a fase líquida estagnada e fase gasosa com vazão de 200mL/min. O estudo hidrodinâmico foi realizado para determinar a queda de pressão e determinação do hold-up líquido dinâmico, que determinou que as vazões de trabalho deveriam ser 840 mL/min para a fase gasosa e 600 mL/min para a fase líquida. O estudo da transferência de massa indicou que o sistema formado por UNTL L60-Aguarrás-Gás Natural apresentou o maior valor de NUT. Com base nos valores calculados para o AUT dos sistemas, foi possível observar que todos precisam da maior altura de coluna. Com relação ao coeficiente global de transferência de massa, todos os sistemas apresentaram valores próximos, com exceção do sistema UNTL L60-Aguarrás-Gás Natural que, dentre os sistemas, é o que necessita de uma altura maior na coluna. Dentre as quatro formulações, os sistemas com a presença de AMD 60 apresentaram os maiores valores de coeficiente global de transferência e eficiência, o que mais uma vez comprova a maior solubilização da água em presença da mistura de tensoativos