Navegando por Autor "Vale, Túlio Ytérbio Fernandes"
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Dissertação Aplicação de sistemas microemulsionados ácidos em acidificação de poços(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2011-07-04) Aum, Pedro Tupã Pandava; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; ; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; Rossi, Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira; ; http://lattes.cnpq.br/0103853142184734; Vale, Túlio Ytérbio Fernandes; ; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136As operações de estimulação são operações realizadas com a finalidade de restaurar ou melhorar o índice de produção ou injeção dos poços. Dentre as operações de estimulação, destaca-se a operação de acidificação, que consiste na injeção de soluções ácidas na formação, com pressão abaixo da pressão de fratura da formação. A acidificação tem como principal objetivo remover danos causados nas etapas de perfuração e/ou workover, podendo ser realizada tanto em arenitos quanto em carbonatos. Um dos pontos mais críticos da operação de acidificação é o controle da reação ácido-rocha, pois a elevada velocidade da reação faz com que o ácido seja todo consumido na região próxima ao poço, fazendo com que o tratamento ácido não atinja a distância desejada. Dessa maneira, as regiões com dano podem não ser ultrapassadas. Este trabalho teve como objetivo obter sistemas microemulsionados estáveis às diferentes condições encontradas no campo de aplicação, avaliar a cinética de dissolução da calcita nesses sistemas, bem como, simular a injeção desses sistemas realizando ensaios em plugues. Utilizaram-se sistemas microemulsionados obtidos a partir dos tensoativos Renex 110, Unitol L90 e o OMS (óleo de mamona saponificado). Foram utilizandos o sec-butanol e o n-butanol como cotensoativos. Como componentes orgânicos foram utilizados o xileno e o querosene e como componente aquoso foram utilizadas soluções de HCl variando-se a concentração de 15-26,1%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados foram estáveis à temperaturas de até 100ºC, à concentrações elevadas de cálcio, à salinidade de até 35000 ppm e a concentrações de HCl de até 25%. A cinética de dissolução da calcita, ao utilizar os sistemas microemulsionados ácidos, foi até 14 vezes mais lenta quando comparada com a solução de HCl 15%. Os resultados da injeção dos sistemas ácidos mostraram que as microemulsões favorecem um fluxo mais distribuído com relação ao HCl 15%, bem como, formam canais mais longos, promovendo incrementos na permeabilidade dos plugues de 177 - 890%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados possuem potencial para aplicação em operações de acidificação de poçosTese Desenvolvimento de tensoativos e sistemas microemulsionados para recuperação de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-07-10) Vale, Túlio Ytérbio Fernandes; 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/4911813695252136; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4702157Y9; Feitosa, Gilvan Soares;Um dos grandes problemas encontrados nos campos maduros é a alta saturação de óleo residual. Nesses campos, a injeção de microemulsão pode ser utilizada na recuperação de petróleo, pois esta tem se mostrado eficiente na recuperação de petróleo devido à obtenção de um deslocamento eficiente do petróleo, atuando diretamente no óleo residual. Esse trabalho tem como objetivo estudar sistemas microemulsionados para a recuperação de petróleo, determinando suas estabilidades térmicas e avaliando suas eficiências de recuperação. Os sistemas microemulsionados selecionados foram obtidos escolhendo-se pontos no diagrama de fases, com a seguinte composição: co-tensoativo, álcool iso-propílico (razão C/T=1), querosene, tensoativo (TP) e 5% de ptoluenosulfonato de sódio (hidrótropo). Para a escolha desse diagrama de fases foram avaliadas: a razão C/T, o co-tensoativo e a adição de hidrótropo ao sistema. As formações estudadas na recuperação de petróleo foram: a Assu e a Botucatu. O estudo das estabilidades térmicas do sistema apontou que à medida que se aumentou a concentração de matéria ativa, aumentava-se a estabilidade térmica do mesmo. A maior estabilidade térmica foi obtida no ponto F (79,56 0C). Dos pontos selecionados (3) o sistema que apresentou o maior percentual de recuperação foi obtido com o sistema constituído de 70% C/T, 2% de querosene e 28% de água, levando a 94 % de eficiência total e 60% de injeção de microemulsão, utilizando-se a formação Botucatu, que no geral apresentou eficiências maiores do que a formação Assu (81,3 % de eficiência total e 38,3% com microemulsão)Dissertação Influência da acrilamida e da poliacrilamida em sistema microemulsionado visando aplicação na recuperação avançada de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012-10-19) Teixeira, Ewerton Richard Fernandes; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; ; http://lattes.cnpq.br/1178654952994480; Barros Neto, Eduardo Lins de; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3; Vale, Túlio Ytérbio Fernandes; ; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084Este trabalho tem como objetivo estudar a influência de dois aditivos, a acrilamida e seu polímero, poliacrilamida, solubilizados em sistemas microemulsionados e aplicados na recuperação avançada de petróleo. Através da obtenção do sistema microemulsionado, foram escolhidos pontos do diagrama de fases apresentando as seguintes composições: 25%, 30%, 35% C/T; 2% Fo (fixa para todos os pontos) e 73%, 68% e 63% Fa, respectivamente. O monômero e o polímero foram solubilizados nestes pontos de microemulsão nas concentrações de 0,1%; 0,5%; 1% e 2%, visando verificar a influência da concentração nas propriedades físico-químicas (tensão superficial e reologia) da microemulsão. Através do estudo de salinidade, foi possível observar que as concentrações 1% e 2% de polímero turvaram a microemulsão, portanto, o estudo de tensão e reologia foi realizado para as concentrações 0,1% e 0,5% de monômero e polímero, respectivamente. Através do estudo de tensão superficial observou-se que à medida que aumenta a concentração de matéria ativa (C/T) altera a tensão superficial para ambos sistemas com e sem aditivos. No estudo de reologia, à medida que aumenta a concentração de matéria ativa, aumenta tanto a viscosidade do sistema microemulsionado (SME) sem aditivo, quanto o SME com polímero (AD2). Após esse estudo, foi selecionado o ponto de menor concentração de matéria ativa (25% C/T; 2% Fo e 73% Fa) acrescido dos aditivos nas concentrações 0,1% e 0,5% para serem utilizados na recuperação avançada de petróleo. Os ensaios foram realizados em arenitos da formação Botucatu, onde, após terem sido realizados os testes, concluiu-se que dentre os pontos estudados, o que apresentou a melhor eficiência de deslocamento avançada foi o sistema microemulsionado + 0,5% de poliacrilamida (AD2), com uma recuperação de 28% de óleo in place e total de 96,49%, que ao ser comparada a solução de 0,5% do mesmo polímero apresentou recuperação avançada de 14,1% de óleo in place e 67,39% de eficiência de deslocamento total. A realização deste trabalho mostrou que a utilização de polímeros em sistemas microemulsionado aparece como uma alternativa viável na recuperação avançada de petróleoDissertação 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=K4798645D3A 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