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dc.contributor.advisorBarros Neto, Eduardo Lins dept_BR
dc.contributor.authorRibeiro Neto, Valdir Cotrimpt_BR
dc.date.accessioned2014-12-17T15:01:13Z-
dc.date.available2008-02-22pt_BR
dc.date.available2014-12-17T15:01:13Z-
dc.date.issued2007-08-31pt_BR
dc.identifier.citationRIBEIRO NETO, Valdir Cotrim. Desenvolvimento de sistemas a base de tensoativos para recuperação avançada de petróleo. 2007. 14 f. Dissertação (Mestrado em Pesquisa e Desenvolvimento de Tecnologias Regionais) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2007.por
dc.identifier.urihttps://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/15740-
dc.description.abstractPetroleum is a complex combination of various classes of hydrocarbons, with paraffinic, naphtenic and aromatic compounds being those more commonly found in its composition. The recent changes in the world scenario, the large reserves of heavy oils and also the lack of new discoveries of large petroleum fields are indications that, in the near future, the oil recovery by conventional methods will be limited. In order to increase the efficiency of the extraction process, enhanced recovery methods are cited in applications where conventional techniques have proven to be little effective. The injection of surfactant solutions as an enhanced recovery method is advantageous in that surfactants are able to reduce the interfacial tensions between water and oil, thus augmenting the displacement efficiency and, as a consequence, increasing the recovery factor. This work aims to investigate the effects of some parameters that influence the surfactant behavior in solution, namely the type of surfactant, the critical micelle concentration (CMC) and the surface and interface tensions between fluids. Seawater solutions containing the surfactants PAN, PHN and PJN have been prepared for presenting lower interfacial tensions with petroleum and higher stability under increasing temperature and salinity. They were examined in an experimental apparatus designed to assess the recovery factor. Botucatu (Brazil) sandstone plug samples were submitted to assay steps comprising saturation with seawater and petroleum, conventional recovery with seawater and enhanced recovery with surfactant solutions. The plugs had porosity between 29.6 and 32.0%, with average effective permeability to water of 83 mD. The PJN surfactant, at a concentration 1000% above CMC in water, had a higher recovery factor, causing the original oil in place to be recovered by an extra 20.97%, after conventional recovery with seawatereng
dc.description.sponsorshippt_BR
dc.formatapplication/pdfpor
dc.languageporpor
dc.publisherUniversidade Federal do Rio Grande do Nortepor
dc.rightsAcesso Abertopor
dc.subjectTensoativopor
dc.subjectPetróleopor
dc.subjectRecuperação avançadapor
dc.subjectCMCpor
dc.subjectTensão interfacialpor
dc.subjectSurfactanteng
dc.subjectPetroleumeng
dc.subjectEnhanced recoveryeng
dc.subjectCMCeng
dc.subjectInterfacial tensionseng
dc.titleDesenvolvimento de sistemas a base de tensoativos para recuperação avançada de petróleopor
dc.typemasterThesispor
dc.publisher.countryBRpor
dc.publisher.initialsUFRNpor
dc.publisher.programPrograma de Pós-Graduação em Engenharia Químicapor
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/8525819386583744por
dc.contributor.advisorLatteshttp://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4798645D3por
dc.contributor.advisor-co1Dantas Neto, Afonso Avelinopt_BR
dc.contributor.advisor-co1IDCPF:05641284491por
dc.contributor.advisor-co1Latteshttp://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9por
dc.contributor.referees1Gurgel, Alexandrept_BR
dc.contributor.referees1Latteshttp://lattes.cnpq.br/5266735277153768por
dc.contributor.referees2Dantas, Tereza Neuma de Castropt_BR
dc.contributor.referees2Latteshttp://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=nullpor
dc.contributor.referees3Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencarpt_BR
dc.contributor.referees3Latteshttp://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4702157Y9por
dc.description.resumoO petróleo é uma combinação complexa de várias séries de hidrocarbonetos, sendo as mais comumente encontradas as parafinicas, naftênicas e aromáticas. As recentes mudanças no cenário mundial, as grandes reservas de óleos pesados, bem como a escassez de descobertas de grandes campos de petróleo, indicam que em um futuro próximo a recuperação de óleo por métodos convencionais será limitada. Para aumentar a eficiência do processo de extração, faz-se uso dos métodos avançados de recuperação para agir nos pontos onde o processo convencional mostrou-se pouco eficiente. A injeção de solução de tensoativo, como um método avançado de recuperação mostra-se vantajosa, pois os tensoativos têm a finalidade de reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento e, conseqüentemente, aumentando o fator de recuperação. Este trabalho se propôs a estudar os efeitos dos parâmetros que influenciam as soluções de tensoativos, como: tipo de tensoativo, concentração micelar crítica e tensão superficial e interfacial entre os fluidos. As soluções com água do mar dos tensoativos PAN, PHN e PJN, por apresentarem menores tensões interfaciais com o petróleo e maior estabilidade com o aumento da temperatura e salinidade, foram estudadas em um aparato experimental para avaliação do fator de recuperação. Os testemunhos de arenito Botucatu foram submetidos a etapas de saturação com água do mar e petróleo, recuperação convencional com água do mar e recuperação avançada com soluções de tensoativos. Os testemunhos apresentaram porosidade entre 29,6 e 32,0%, com permeabilidade média efetiva à água de 83 mD. O tensoativo PJN, com concentração de 1000% acima da CMC apresentou maior fator de recuperação, aumentando em 20,97% a recuperação do óleo original in place após a recuperação convencional com água do marpor
dc.publisher.departmentPesquisa e Desenvolvimento de Tecnologias Regionaispor
dc.subject.cnpqCNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICApor
Appears in Collections:PPGEQ - Mestrado em Engenharia Química

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