Please use this identifier to cite or link to this item: https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/24659
Title: Análise técnico-econômica de métodos de injeção de microemulsão na recuperação avançada de petróleo
Authors: Souza, Tamyris Thaise Costa de
Keywords: Tensoativo;Microemulsão;Recuperação avançada de petróleo;Viabilidade econômica de projeto
Issue Date: 11-Oct-2017
Citation: SOUZA, Tamyris Thaise Costa de. Análise técnico-econômica de métodos de injeção de microemulsão na recuperação avançada de petróleo. 2017. 138f. Tese (Doutorado em Engenharia Química) - Centro de Tecnologia, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2017.
Portuguese Abstract: 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.
Abstract: Enhanced oil recovery (EOR) methods are used to increase the productivity of reservoirs when water or gas injections are inefficient, or can be used as a initial alternative to production. EOR methods is classified in thermal, miscible and chemical. The use of chemical methods acts on the alteration of physicochemical rock / fluid properties, reducing the residual oil saturation and increasing the displacement of oil in the porous medium. Injection of chemical fluids, such as polymer solution, surfactant solution and microemulsion, seeks to increase the viscosity of injected fluid, decrease interfacial tension and increase miscibility between the injected fluid and the retained oil. Studies in this area show that chemical fluids are efficient alternative in the production of oil after the use of water or gas as an injection fluid. In this work the use of chemical fluids (surfactant and microemulsion solution) in the EOR with Ultramina NP200 as a surfactant was evaluated. Microemulsion systems are composed of: Ultramina NP200; n-Butanol; kerosene and local water supply. Microemulsion systems (SM) were characterized by measurements of droplet size, surface tension, interfacial tension and viscosity. In the EOR tests, the influence of the injected surfactant concentration and the way in which surface tension, interfacial and viscosity influence the recovery of crude oil (29º API) was evaluated. The use of Ultramina NP200 solution has been able to increase the capacity of displacement of petroleum in relation to the injection of brine. However, the surfactant solution, despite the high concentration (25% m / m), obtained a lower oil recovery when compared to the microemulsion, even when the active matter concentration is low (1.0% - m / m). The oil recovery increased with increasing surfactant concentration in the microemulsion, but this growth was significant for SM injection with up to 6% (m / m) of surfactant. It has also been observed that satisfactory results of %OOIPA can be achieved by injecting smaller amounts of microemulsion followed by injection of brine. The use of the microemulsified system with 6% surfactant (SM4) with a flow rate of 0.5 mL / min, reached the oil recovery in place of 24.1% (% OOIPA) and total recovery of 77.2% (% OOIPT). In the economic evaluation it was observed that the use of small volumes of microemulsion, with higher concentration of surfactant, can result in a more viable project, by analyzing the price of a barrel of oil.
URI: https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/24659
Appears in Collections:PPGEQ - Doutorado em Engenharia Química

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
TamyrisThaiseCostaDeSouza_TESE.pdf2,27 MBAdobe PDFThumbnail
View/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.