Injeção de tensoativos e vapor visando ao aumento do fator de recuperação em campos de óleos pesados

dc.contributor.advisorDantas, Tereza Neuma de Castro
dc.contributor.advisor-co1Wanderley Neto, Alcides de Oliveira
dc.contributor.advisor-co1Latteshttp://lattes.cnpq.br/4789528535524269pt_BR
dc.contributor.advisorLatteshttp://lattes.cnpq.br/0676872399141537pt_BR
dc.contributor.authorAraújo, Jefferson David Coutinho de
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/9673034488797933pt_BR
dc.contributor.referees1Diniz, Anthony Andrey Ramalho
dc.contributor.referees2Rodrigues, Marcos Allyson Felipe
dc.contributor.referees2IDhttps://orcid.org/0000-0002-8936-5705pt_BR
dc.contributor.referees2Latteshttp://lattes.cnpq.br/5453593230706116pt_BR
dc.date.accessioned2022-06-04T00:07:30Z
dc.date.available2022-06-04T00:07:30Z
dc.date.issued2022-02-22
dc.description.abstractFossil fuels predominate in the global energy matrix. Oil is the main energy source, therefore, it is necessary to maintain production at levels capable of meeting the demand, which is estimated at 30% more by the year 2040 compared to 2010. Therefore, increasing the oil recovery of a reservoir is an essential goal in the oil sector and, in this sense, alternative and complementary methodologies have been developed to allow exploration in reservoirs that are no longer considered economically viable. The revitalization of these production areas represents the extension of production life, besides offering significant opportunities for the expansion of world reserves. Thus, this work aims to apply two methods of advanced recovery simultaneously: thermal and chemical methods, in particular the injection of steam and surfactant, for the recovery of heavy oil. The experimental study investigated the application of non-ionic surfactant solutions (Nonylphenol Ethoxylate - NP-10EO and NP100EO) combined with steam injection in banks, using different injection configurations: V (Conventional Steam), SV (Surfactant + Steam), VS (Steam + Surfactant), SVS (Surfactant + Steam + Surfactant) and SVA (Surfactant + Steam + Water). The surfactant NP-100EO (0.5% m/m) combined with steam showed higher oil recovery than conventional steam (45.19%), highlighting the configurations: SVS (65.06%) and SVA (65.88%). Furthermore, it presents lower adsorption capacity, which enhances its application, since adsorption is one of the factors that impact the use of surfactant in Enhanced Oil Recovery (EOR). The results of this study have validated the proposed technique of steam and surfactant flooding; therefore, the technique can boost the revitalization of marginal fields to ensure the extension of production and stimulating local and regional development. Os combustíveis fósseis predominam na matriz energética global, pois o petróleo corresponde à principal fonte energética, sendo assim, necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização desses reservatórios representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como intuito aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga utilizar soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado - NP-10EO e NP-100EO) aliado a injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto a concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO(0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou resultados melhores no fator de recuperação que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional.pt_BR
dc.description.resumoOs combustíveis fósseis predominam na matriz energética global. O petróleo corresponde à principal fonte energética sendo necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização dessas zonas de produção representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como objetivo aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga a aplicação de soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado – NP-10EO e NP-100EO) aliada à injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto à concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO (0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou maior recuperação de óleo que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional. Os combustíveis fósseis predominam na matriz energética global, pois o petróleo corresponde à principal fonte energética, sendo assim, necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização desses reservatórios representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como intuito aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga utilizar soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado - NP-10EO e NP-100EO) aliado a injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto a concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO(0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou resultados melhores no fator de recuperação que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional.pt_BR
dc.description.sponsorshipAgência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)pt_BR
dc.identifier.citationARAÚJO, Jefferson David Coutinho de. Injeção de tensoativos e vapor visando ao aumento do fator de recuperação em campos de óleos pesados. 2022. 115f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) - Centro de Tecnologia, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2022.pt_BR
dc.identifier.urihttps://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/47544
dc.languagept_BRpt_BR
dc.publisherUniversidade Federal do Rio Grande do Nortept_BR
dc.publisher.countryBrasilpt_BR
dc.publisher.initialsUFRNpt_BR
dc.publisher.programPROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICApt_BR
dc.rightsAcesso Abertopt_BR
dc.subjectRecuperação avançadapt_BR
dc.subjectInjeção de vaporpt_BR
dc.subjectTensoativospt_BR
dc.subjectÓleo pesadopt_BR
dc.titleInjeção de tensoativos e vapor visando ao aumento do fator de recuperação em campos de óleos pesadospt_BR
dc.typemasterThesispt_BR

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