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Análise técnico-econômica de métodos de injeção de microemulsão na recuperação avançada de petróleo
(2017-10-11) Souza, Tamyris Thaise Costa de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; http://lattes.cnpq.br/2174051551046465; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/4128199111121827; Gurgel, Antonio Robson; http://lattes.cnpq.br/3757236425411868; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Vale, Tulio Yterbio Fernandes; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136; Santanna, Vanessa Cristina; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084
Métodos de recuperação avançada de petróleo são utilizados com o objetivo de aumentar a produtividade de reservatórios nos quais, os métodos convencionais 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 foram 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 recuperação 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. No cenário atual (50 USD/bbl) é possível alcançar uma taxa interna de retorno (TIR) de 27% por injeção e 0,5Vp de SM3 e 2,5Vp de salmoura.
Caracterização de sistemas microemulsionados para aplicação na recuperação avançada de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2015-12-15) Feliciano, Nathália Oliveira; Neto, Alcides de Oliveira Wanderley; Neto, Alcides de Oliveira Wanderley; Souza, Tamyris Thaise Costa de; Medeiros, Ana Catarina da Rocha
Os reservatórios, após a exaustão de sua energia natural, retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos. Em média, o fator de recuperação após as operações de recuperação primária e secundária de petróleo está entre 30 e 50% e isto pode ser atribuído, basicamente, à alta viscosidade do petróleo, à geologia da formação e às elevadas tensões interfaciais entre os fluidos do reservatório. Diante disso, faz-se necessário a aplicação dos chamados métodos de recuperação avançada como forma de aumentar o deslocamento do óleo. Os sistemas coloidais têm sido estudados como alternativas na busca de se aumentar o fator de recuperação de óleo em reservatórios. Os sistemas à base de tensoativos têm como finalidade diminuir a tensão superficial entre a rocha reservatório e o óleo, proporcionando o escoamento desse óleo, enquanto o polímero age dando carga ao óleo preso na rocha e o expulsando do poro para o interior do poço. Há, também, o uso de sistemas microemulsionados, uma vez que estes são termodinamicamente estáveis e apresentam a capacidade de reduzir as tensões interfaciais, atuando diretamente no óleo residual. A partir deste contexto, este trabalho objetiva estudar a caracterização de sistemas microemulsionados (sistemas M) e microemulsionados com polímeros (sistemas P), com o intuito de comparar esses sistemas e estudar, principalmente, os fenômenos de interface e carga simultaneamente, usando as técnicas de tamanho de gotícula, tensão superficial, ângulo de contato e reologia pra auxiliar na elucidação dos fenômenos envolvidos. Os sistemas microemulsionados selecionados foram obtidos escolhendo-se pontos a partir de um diagrama pseudoternário utilizando água destilada (FA), heptano (FO), butanol secundário (C) e ultranex np 120 (T), numa razão C/T = 1. A região de microemulsão é rica em fase aquosa, o que facilita a solubilidade do polímero (acido poliacrílico). Foram escolhidas seis formulações a partir do diagrama. As formulações tinham uma FO de 5% m/m, enquanto as porcentagens de C/T e FA eram variadas em uma faixa de 35 a 60%. Seis outros sistemas foram criados com a adição de 0,2% m/m de polímero. Finalmente, foram selecionados os sistemas M1 e P1 como os que apresentaram as melhores propriedades para futuras aplicações em ensaios de recuperação avançada, uma vez que proporcionam um menor custo com reagentes e, ainda assim, alcançaram os resultados satisfatórios.
Estudo comparativo da eficiência de recuperação avançada entre sistemas microemulsionados e solução de tensoativo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2015-12-21) Ferreira, George Leandro Ramos; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Souza, Tamyris Thaise Costa de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Souza, Tamyris Thaise Costa de; Soares, Ana Paula Justino
Um grande problema enfrentado pelas indústrias produtoras de petróleo é a baixa quantidade de petróleo produzido através da energia natural do reservatório. Atualmente existem técnicas bem definidas que possibilitam um aumento da produção do petróleo (métodos convencionais de recuperação), mas estas técnicas também possuem suas limitações. Desta forma, é de grande importância o desenvolvimento de tecnologias que permitam corrigir os problemas dos métodos convencionais ou até mesmo otimizem a eficiência das técnicas avançadas. Diante deste cenário, este trabalho realizou uma comparação da eficiência de recuperação entre diferentes métodos químicos de recuperação avançada de petróleo – injeção de solução de tensoativo e injeção de sistema microemulsionado – em ambiente salino (KCl 2%), afim de indicar qual desses métodos possui um potencial de eficiência maior para ser utilizado nesta aplicação. Os reagentes utilizados neste trabalho foram: tensoativo não iônico comercial, butanol como co-tensoativo, solução de KCl 2% como fase aquosa e querosene como fase orgânica. Em seguida, os sistemas foram escolhidos levando em consideração suas composições visando a utilização de pequenas quantidades de tensoativo e fase orgânica, e os parâmetros utilizados para a caracterização dos sistemas foram: Concentração micelar crítica (c.m.c), viscosidade, tensão superficial, tensão interfacial, densidade e diâmetro de partícula. Por fim, os ensaios de recuperação de petróleo mostraram que o sistema microemulsionado apresentou um melhor desempenho, em comparação as soluções de tensoativo, atingindo uma eficiência de deslocamento total de 85%, enquanto que a solução de tensoativo (12,5% m/m) atingiu 72% e a solução de tensoativo na c.m.c atingiu 64%
Estudo da embebição em arenito: Proposta de uma metodologia otimizada
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-12-01) Medeiros, Lidiane; Santanna, Vanessa Cristina; Santanna, Vanessa Cristina; Rossi, Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira; Souza, Tamyris Thaise Costa de
O objetivo do trabalho é analisar diferentes estudos de embebição espontânea em rochas areníticas e propor uma metodologia otimizada. A embebição desloca um fluido não molhante por meio de um fluido molhante por forças gravitacionais e/ou forças capilares. O processo de embebição espontânea pode ser utilizado para a recuperação de óleo em alguns tipos de reservatórios. Alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais influenciam na baixa recuperação de óleo. A injeção de água suplementa a energia do reservatório e força o óleo a escoar em direção aos poços produtores, porém quando a eficiência da injeção de água é baixa, é possível a utilização da injeção de tensoativos para diminuir as tensões interfaciais entre água e o óleo, aumentando a eficiência de deslocamento. Neste trabalho foi feito um levantamento bibliográfico e observado quais parâmetros influenciaram na recuperação de óleo através dos experimentos de embebição em arenito. Entre os experimentos estudados foi notado que a embebição em co-corrente é mais eficaz por apresentar maior recuperação de óleo e quanto mais úmido o plugue, maior a recuperação de óleo. Com a utilização da ressonância magnética em ensaios de embebição espontânea, pode-se observar a progressão da embebição da salmoura e o deslocamento de óleo nos plugues. Além disso, testes de embebição espontânea em que sistemas apresentam menor tensão interfacial, possuem maior recuperação de óleo.
Injeção de vapor e sistemas micro/nanoemulsionados para recuperação de óleo pesado em reservatórios areníticos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-06-16) Oliveira, Gregory Vinicius Bezerra de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/5656895709723231; Gurgel, Antonio Robson; Aum, Pedro Tupã Pandava; Souza, Tamyris Thaise Costa de
A produção dos campos terrestres de óleos pesados 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, apresenta uma baixa eficiência em detrimento de baixas produções. Neste caso, o uso de métodos químicos associado ao vapor pode levar a um acréscimo na recuperação de óleo devido à redução das propriedades interfaciais. Além disso, o alto volume de água produzida nos campos terrestres apresenta-se como problema significativo devido ao alto custo para o seu tratamento. Com isso, o presente estudo objetiva desenvolver e caracterizar soluções de micro e nanoemulsões, utilizando água produzida em sua composição, e verificar a eficiência da aplicação desses sistemas, associados ao vapor, na recuperação de óleos pesados. Os sistemas compostos de Ultranex NP 100 (tensoativo), nbutanol (cotensoativo), água produzida sintética (fase aquosa), e querosene (fase óleo) foram caracterizados quanto ao diâmetro de gotícula, tensão superficial e interfacial, comportamento reológico e viscosidade, e avaliado quanto ao seu efeito na modificação de molhabilidade das rochas de arenito utilizadas, arenito Berea e arenito 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 na mesma proporção e 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, podendo impulsionar a revitalização de campos maduros, garantir o prolongamento da produção e a estimulação do desenvolvimento regional.
Nano emulsões aplicadas a recuperação avançada de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2013-08-07) Souza, Tamyris Thaise Costa de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; ; http://lattes.cnpq.br/4128199111121827; Vale, Túlio Ytérbio Fernandes; ; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3
A exploração de petróleo está a cada dia em circunstâncias mais adversas, no que diz respeito à profundidade dos poços como também, em relação à fluidez do óleo. Os reservatórios de descobertas recentes não possuem energia própria para produzir ou os métodos convencionais não são eficientes para fazer com que esses reservatórios tenham uma vida útil elevada, devido a alterações das propriedades físico-químicas, como por exemplo a viscosidade, que torna o deslocamento do óleo pelos poros do reservatório até a superfície cada vez mais complexo. O presente trabalho tem como objetivo estudar a preparação, caracterização e a utilização de nanoemulsões obtidas a partir de sistemas microemulsionados, com e sem a presença de polímero. Esses sistemas foram aplicados como método químico de recuperação de petróleo, com o intuito de obter maior eficiência de volume de óleo deslocado. O interesse por esse tipo de sistema existe devido a sua baixa tensão superficial, o pequeno tamanho de gotícula e, principalmente, pelo baixo percentual de matéria ativa presente em sua composição. Os ensaios realizados para caracterizar esses sistemas foram: aspecto físico, medidas de tamanho de gotícula, índice de polidispersão, tensão superficial, pH e condutividade. Ensaios de reologia e de adsorção dos sistemas foram realizados com o objetivo de avaliar sua influencia na recuperação de petróleo. Os ensaios de recuperação foram realizados em um equipamento que simula as condições de um reservatório de petróleo, utilizando plugs de rocha arenito Botucatu. Esses plugs foram saturados com salmoura (KCl 2%) e com petróleo proveniente da Bacia Potiguar do campo de Ubarana. Após essas etapas foi realizada a recuperação convencional utilizando a salmoura e, por último, foi injetada, a nanoemulsão, como método de recuperação avançada. Os sistemas obtidos variaram de 0% à 0,4% de polímero. Os ensaios de tamanhos de partícula obtiveram como resultado uma variação de 9,22 a 14,8 nm, caracterizando que as nanoemulsões estão dentro da faixa de tamanho inerente a esse tipo de sistema. Para ensaios de tensão superficial os valores foram na faixa de 33,6 a 39,7 dynas/cm, valores semelhantes à microemulsões e bem abaixo da tensão superficial da água. Os resultados obtidos para os valores de pH e condutividade se mantiveram estáveis ao longo do tempo de armazenamento, essa avaliação indica estabilidade das nanoemulsões estudadas. O teste de recuperação avançada utilizando nanoemulsão com baixo percentual de matéria ativa obteve como resultado de eficiência de deslocamento 39,4%. Porém esse valor foi crescente, de acordo com o aumento do percentual de polímero na nanomeulsão. Os resultados de eficiência de deslocamento de petróleo estão diretamente relacionados com o aumento da viscosidade das nanoemulsões. A nanoemulsão V (0,4% polímero) é o sistema mais viscoso dentre os analisados, e obteve o maior percentual de óleo deslocado (76,7%), resultando na maior eficiência de deslocamento total (90%). Esse estudo mostrou o potencial de sistemas nanoemulsionados, com e sem polímeros, na recuperação avançada de petróleo. Eles apresentam algumas vantagens com relação a outros métodos de recuperação avançada, como: o baixo percentual de matéria ativa, baixo índice de adsorção do polímero, dissolvido em nanoemulsão, na rocha e alta eficiência de recuperação
O impacto do petróleo na dinâmica socioeconômica mundial
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-12-05) Sena, Jéssica Priscila Silva de; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Zulmara Virgínia de Carvalho; Rodrigues, Marcos Alysson Felipe; Carvalho, Zulmara Virgínia de; Souza, Tamyris Thaise Costa de
O processo evolutivo da sociedade é marcado por inovações que regem cada ciclo de prosperidade. A Energia foi essencial nesse processo evolutivo e logo tornou-se um dos principais recursos de poder entre as nações. O petróleo é a principal fonte de energia, e representa cerca de 32% do consumo energético mundial. Historicamente a utilização dos seus recursos substituía o uso, principalmente, do carvão mineral como fonte energética, mostrando-se superior. A grande revolução no uso do petróleo e seus derivados, veio com a invenção dos automóveis, em meados de 1887. Dessa forma, a história do petróleo, desde sua descoberta, esta diretamente relacionada a história do desenvolvimento do sistema produtivo moderno. Assim, a utilização do petróleo tanto como fonte energética como matéria-prima para outras indústrias foi, e ainda é, um grande influenciador econômico. Com o passar dos anos, ocorreram algumas variações nos preços de comercialização do barril de petróleo, os choques, e essas flutuaçõesna dinâmica dos preços repercutiramno mercado econômico. O petróleo dispõe de uma elevada densidade energética, o que se relaciona diretamente com a concentração de poder, recurso e riquezas. Tendo em vista a importância da utilização desse bem mineral para as economias industrializadas, este trabalho traz uma retrospectiva histórica com os marcos de seu descobrimento, mundial e brasileiro. Aprofundando-se um pouco mais no Brasil, com a luta pela nacionalização do petróleo, e a busca pela autossuficiência. Além de trazer uma análise da variação dos preços nos principais choques, fazendo uma interpretação do desempenho da economia de alguns países durante esses períodos, através de indicadores como o PIB ( Produto Interno Bruto).
Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017) Andrade, Everton de Lima de; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Souza, Tamyris Thaise Costa de
O aumento da recuperação de petróleo em campos terrestres é um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente. Uma porção significativa das reservas onshore existente no mundo é composta por óleo pesado e extrapesado. Uma das soluções mais versáteis para recuperação de óleo pesado é a injeção cíclica de vapor, pois proporciona produção de volumes consideráveis de óleo e retorno do valor investido de maneira rápida. Este trabalho tem como objetivo avaliar os aspectos técnicos e econômicos, através de simulação numérica, da variação da otimização da cota de injeção na injeção cíclica de vapor, em um reservatório de óleo pesado, com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas utilizando o Software STARS, versão 2013, da Computer Modelling Group Ltd (CMG), em um modelo de reservatório cilíndrico contendo um único poço injetor/produtor. O óleo contido no reservatório é classificado como pesado, com 16,76°API. As propriedades da rocha reservatório são: espessura de 25m, raio do reservatório de 80m, profundidade do topo igual à 200m, porosidade de 30%, permeabilidade horizontal de 1000md e permeabilidade vertical de 100md. As cotas de injeção de vapor variaram de 500 a 5000 m³STD/ciclo, com incrementos de 500 m³STD/dia, totalizando 10 cotas diferentes. Após as simulações, foram analisados dados técnicos como fator de recuperação, vazão de óleo e produção acumulada de água. Análises econômicas, para 9 cenários econômicos diferentes, foram realizadas por meio do método do valor presente líquido para identificar o caso mais rentável, em detrimento da produção em cada cenário. Os resultados mostram que com o aumento da cota de injeção, maiores são os volumes de óleo e água produzida e, consequentemente, maior o fator de recuperação. Os casos otimizados apresentaram resultados similares aos casos sem otimização. A análise econômica mostrou que em 4 dos 9 cenários, os casos otimizados apresentaram maior VPL. A otimização mostrou-se mais vantajosa para cenários econômicos desfavoráveis, com baixo valor do barril de petróleo. Em relação ao payback, os resultados foram iguais para os casos com e sem otimização.
Otimização de géis de microemulsão como fluido de remediação a perda de circulação
(2019-01-17) Ribeiro, Laís Sibaldo; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; ; ; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Souza, Tamyris Thaise Costa de;
Perda de circulação é um problema sério e oneroso para a indústria de petróleo e pode ocorrer durante a perfuração em formações permeáveis, fraturas naturais ou cavernas. Para remediar tais perdas, normalmente são utilizados sistemas de géis combinados com Materiais de Combate a Perdas (LCM), que são denominados tampões. Entretanto, os tampões de perda comerciais nem sempre são efetivos, e existe a necessidade do desenvolvimento de novas tecnologias para solucionar este problema. Aproximadamente 85% do peso bruto do coco é constituído pelas cascas, que são acumuladas em lixões ou ás margens de estradas, então o seu aproveitamento torna-se uma necessidade. Este trabalho teve como objetivo desenvolver uma nova formulação de tampão utilizando géis de microemulsão e fibras de coco em diferentes granulometrias, tratadas com microemulsões, para remediar perdas de circulação em carbonatos microfraturados molháveis à água e estudar a interação fibra-microemulsão, gel-rocha, fibrarocha, a capacidade de remediar a perda e a capacidade de gelificação in situ. Para a formulação dos géis de microemulsão foram testados dois tensoativos aniônicos; o sabão base, que gerou os sistemas 1 (S1) e o 2 (S2) e o óleo de mamona saponificado – OMS, que gerou o Sistema 3 (S3). Foram testados dois sistemas de microemulsão para o tratamento da fibra de coco, um com tensoativo catiônico (CTAB) nas três conformações micelares (micela direta (MD), bicontínua (MB), e inversa (MI)), outro com tensoativo aniônico (sabão base) no ponto de micela bicontínua e foram caracterizados através das análises de TG-DTA, MEV, DRX, FRX e ângulo de contato. Os tampões desenvolvidos foram caracterizados através de análise reológica, densidade e filtração. Foi construído e utilizado um equipamento simulador de perda de circulação e, com a formulação que apresentou a melhor performance, foi realizado um teste de gelificação in situ. O melhor sistema foi o S2 (12% de sabão base, 6% de etanol, 23% de óleo de pinho, 59% de água, 0,85% de goma guar) com fibras de granulometrias #35, #100 e #200, pois apresentou comportamento pseudoplástico, com viscosidades (≈ 2000 cP) e tensões (≈ 70 Pa) elevadas, característicos de tampões de perda para gelificação in situ, volumes de filtrado abaixo de 10 mL, e rápida formação do tampão (15 minutos). No simulador de perda, o tampão S2 com fibras de granulometrias #35, #100 e #200, tratadas com o ponto SB, conseguiu reduzir a permeabilidade em 52% com a massa mínima (50 g) de fluido estudado. As fibras tratadas com o ponto SB, apresentaram afinidade pelo gel desenvolvido e possibilitaram o espalhamento do gel sobre a superfície dos poros da rocha, mostrando afinidade química pela superfície, facilitando o processo de deposição e tamponamento das fraturas, por isso as fibras com esse tratamento foram escolhidas como LCM do novo produto. O teste de gelificação in situ mostrou que à 70 ℃ a gelificação ocorreu em 40 segundos, resultado excelente, tornando a operação rápida, eficaz e menos onerosa, por exigir menos tempo de sonda.
Processos de oxidação e extração líquido-líquido utilizando tensoativos para remoção de enxofre do diesel
(2018-12-20) Oliveira, Katherine Carrilho de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; ; ; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; ; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; Leite, Ricardo Henrique de Lima; ; Souza, Tamyris Thaise Costa de;
O enxofre é um dos principais contaminantes dos combustíveis derivados de petróleo, estando presente principalmente em óleos provenientes de campos maduros, como a maioria dos campos brasileiros onshore. A emissão do enxofre na forma dos SOx originados na queima de combustíveis, como o diesel, afeta a qualidade do ar e traz riscos para a saúde humana. O enxofre, quando presente em grandes quantidades, também promove a corrosão dos motores, reduzindo sua vida útil. Em 2013, a Resolução nº 50/2013 da ANP aprovou as novas especificações para o óleo diesel, tornando obrigatória a comercialização, em todo o país, dos óleos diesel A (sem adição de biodiesel) e B (com adição de biodiesel) com um teor máximo de enxofre de 500 ppm. A remoção de enxofre é, portanto, de interesse para a indústria de refino. A dessulfurização oxidativa seguida pela extração líquido-líquido (ECODS) é uma das técnicas mais promissoras para a remoção do enxofre heterocíclico (refratário), principalmente os dibenzotiofenos (DBT) e os dimetildibenzotiofenos (DMDBT), utilizando condições brandas de operação e com custo reduzido. Neste contexto, o presente trabalho estudou a aplicação da dessulfurização oxidativa do diesel, seguida da extração líquido-líquido utilizando tensoativos não iônicos. Foram obtidos os parâmetros relacionados à extração líquido-líquido e à reação de oxidação com peróxido de hidrogênio (H2O2) e ácido acético (CH3COOH) como catalisador. Os parâmetros reacionais, como temperatura, tempo, concentrações de peróxido e de ácido, e a utilização de um catalisador sólido na reação foram avaliados através de um planejamento experimental fracionário 26-2 . A concentração de enxofre no diesel comercial foi reduzida de 1200 ppm para 220 ppm após uma etapa de oxidação (80 °C; 2,5 h; 700 rpm; razão mássica H2O2/CH3COOH de 0,5; razão mássica H2O2/diesel de 0,75; sem a adição de catalisador sólido) e uma etapa de extração utilizando Ultranex NP110 (razão mássica tensoativo/diesel de 0,5; 10 min; 25 °C). Para um combustível modelo de n-dodecano com 1200 ppm de DBT, a concentração final, após ser submetido ao mesmo procedimento anterior, foi abaixo de 3 ppm. Portanto, a oxidação e a subsequente extração com tensoativo provaram ser eficazes na dessulfurização do diesel.
Produção e avaliação de rochas areníticas sintéticas para ensaios de recuperação avançada de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-08-31) Costa, Semuel Ebenezer Dantas; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; 04575614408; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/3580773966938015; Gurgel, Antônio Robson; http://lattes.cnpq.br/3757236425411868; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Fonseca, José Luís Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556; Souza, Tamyris Thaise Costa de; http://lattes.cnpq.br/4128199111121827
Por causa da dependência da sociedade moderna em relação aos derivados de petróleo, pesquisas sobre sua exploração e produção têm se tornado imperativas. Como as rochas naturais usadas em ensaios laboratoriais de recuperação avançada de petróleo (EOR) nem sempre são acessíveis para obtenção e, pelo fato delas poderem apresentar heterogeneidades, ensaios com similares sintéticos mostram-se como uma alternativa para análises e avaliações dos métodos EOR. Assim, este trabalho tem como objetivo produzir e analisar rochas areníticas sintéticas que possam substituir as rochas naturais em ensaios de EOR. Para isso, foram produzidas rochas a partir de misturas de areia da praia quartzosa e argilas cerâmica, diatomita e caulinita, utilizando planejamento fatorial 2 3 com triplicata no ponto central. Na obtenção das rochas areníticas sintéticas, foram variadas a concentração de aglomerante, a pressão de compactação e a temperatura de sinterização para avaliar os comportamentos das propriedades petrofísicas e mecânicas das rochas areníticas sintéticas. Também foram realizados ensaios de recuperação convencional de petróleo variando-se a concentração de argila do meio poroso e a vazão de injeção do fluido deslocante, além da recuperação avançada de petróleo pelo método químico de injeção de nanoemulsão. A análise de variância (ANOVA) mostrou que os modelos obtidos para porosidade, permeabilidade e resistência à compressão uniaxial das rochas areníticas sintéticas foram preditivos e significativos, com coeficientes de determinação de, no mínimo, 0,95276. Além disso, as propriedades petrofísicas das rochas produzidas apresentaram valores similares aos das rochas areníticas da Formação Berea (Bacia Apalachiana/EUA) e Formação Botucatu (Bacia do Paraná/Brasil), comumente usadas em ensaios de EOR, com porosidades de 17,89 a 36,78% e permeabilidades à água de 14,34 a 201,98 mD. Os melhores resultados foram obtidos com as rochas com argila cerâmica, as quais apresentaram maior quantidade de minerais fundentes e, com esta argila, constatou-se que os fatores de recuperação de óleo foram maiores em rochas mais porosas e permeáveis, a vazões de injeção mais baixas. Além disso, verificou-se que a injeção da nanoemulsão obteve um fator de recuperação de 8,60% a mais do que a sua respectiva etapa convencional por provocar a redução da tensão interfacial e por seu alto poder de miscibilidade.
Remoção de microplástico de efluente sintético através de adsorventes tratados com microemulsão
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-09-13) Oliveira, Andrey Costa de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/7794456925056409; Fonseca, José Luís Cardozo; http://lattes.cnpq.br/8143800826985556; Santos Júnior, José Ribeiro dos; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; Souza, Tamyris Thaise Costa de
O acúmulo de plásticos no meio ambiente vem se tornando cada vez mais uma preocupação global. Pauta no relatório da ONU de outubro de 2021 e de outros órgãos importantes, é perceptível a necessidade de se discutir sobre o tema e buscar soluções. Dentre os impactos desses materiais, os microplásticos (partículas com dimensões inferiores a 5 mm) vem ganhando destaque devido a presença, muitas vezes imperceptível, no ambiente. Nos oceanos, são confundidos com alimentos pela fauna e muitas vezes não são devidamente removidos nas estações de tratamento de água e esgoto (ETAE). Desse modo, esse trabalho buscou estudar formas de remover esse contaminante de efluentes. A forma estudada foi através do uso de adsorventes tratados com tensoativos utilizando a decantação para separá-los, uma vez que, devido à estrutura do tensoativo e dos adsorventes, estes poderiam ter alguma interação com os microplásticos, tornando possível sua extração. O efluente utilizado nos testes foi obtido através da contaminação de água destilada por microplásticos adquiridos sinteticamente. Contudo, foram comparados através do espectro do FTIR com microplásticos reais, retirados da ETE da UFRN. Dentre os tensoativos testados, foi escolhido o Tween 80, pois, além da baixa toxicidade, ele apresentou eficiente interação com o plástico, que foram comprovadas via análise por FTIR. Quanto aos adsorventes, foram selecionados: bentonita, diatomita, bagaço de coco, de cana e da casca da banana; todos eles passaram pelo tratamento com microemulsão para posterior aplicação no tratamento do efluente. A quantificação de microplástico foi feita através do espectro do FTIR da área de pico para diferentes massas de microplástico que variava com a absorbância. Para os testes de adsorção, foi necessário aplicar o método NOAA para separar os microplásticos dos adsorventes após a remoção. Como resultado, tem-se que o bagaço da casca de banana apresentou a maior eficiência dentre os adsorventes não tratados: 70%. Já entre os adsorventes tratados, o bagaço de cana apresentou quase 80% de microplástico removido. Logo, observa-se que a adsorção pode ser um método viável e eficiente para a remoção de microplásticos de efluentes contaminados.
Sistemas microemulsionados na remoção de dano orgânico em meio poroso arenítico
(2018-07-31) Lucas, Cláudio Regis dos Santos; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Souza, Tamyris Thaise Costa de;
Como consequência da composição do petróleo e condições as quais está submetido dentro do reservatório durante o fluxo, alguns componentes mais pesados podem vir a segregar-se e acabam por precipitar nos poros da rocha causando redução da permeabilidade, restringindo a produção ou injeção de fluidos. A essa redução de permeabilidade natural na região próxima ao poço dá-se o nome de dano por deposição orgânica ou dano orgânico à formação. A redução da permeabilidade reduz a produtividade nos poços e consequentemente impacta diretamente as receitas das empresas. O destaque neste trabalho é dado à utilização de sistemas microemulsionados, conhecidos pela sua alta capacidade de solubilização, no tratamento de dano orgânico à formação, em particular ao causado pela precipitação dos asfaltenos. Este trabalho foi dividido em duas etapas principais, são elas: Caracterização dos fluidos utilizados e avaliação das suas eficiências em ensaios de injeção em meio poroso. Como fluidos precursores de dano foram utilizadas misturas Petróleo Fazenda Belém/nheptano (FZBHEP). Para formulação dos sistemas de tratamento foram utilizados os tensoativos ALKONAT L90 e ULTRANEX NP 100, o n-butanol como cotensoativo e o querosene como fase oleosa. Os resultados de caracterização mostraram que o petróleo Fazenda Belém é um óleo pesado, viscoso e com teor significativo de asfaltenos e confirmam a composição predominantemente de sílica do arenito Botucatu utilizado para os experimentos. Os resultados dos testes de fluxo em meio poroso mostraram que a mistura FZBHEP foi capaz de causar dano de 15%, em média, e os sistemas microemulsionados utilizados chegaram a obter 85% de eficiência na remoção de dano, semelhante à eficiência do xileno, mostrando assim ser uma alternativa ao uso de solventes aromáticos, com a vantagem de ser mais aceitável operacionalmente e ambientalmente.

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