[pt] O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. / [en] Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.

[pt] O uso de espumas de CO2 em métodos de recuperação avançada de petróleo tem se mostrado promissor para a exploração dos reservatórios do Pré-sal no Brasil. Porém, o ambiente altamente salino destes reservatórios e as características físico-químicas do CO2 influenciam na estabilidade das espumas, afetando o desempenho das mesmas. Surfactantes zwitteriônicos baseados em óxidos de alquildimetilamina (CXDAO) possuem predomínio de cargas positivas em pH ácido, tornando atrativa sua utilização devido à esperada baixa adsorção em rochas carbonáticas. Este trabalho avaliou a formação e a estabilidade de espumas de CO2 formuladas com o óxido de dodecildimetilamina (C12DAO) em água deionizada e em salmoura, usando como referência um surfactante catiônico de igual cauda hidrofóbica. Os resultados mostraram que a presença de sais não afeta a espumabilidade, porém diminui a estabilidade da espuma, sendo o efeito menor para a espuma de C12DAO do que com o surfactante catiônico. Essa resistência à salinidade foi atribuída à maior compactação dos surfactantes no filme interfacial, como resultado da formação de ligações de hidrogênio entre as espécies neutra e catiônica do óxido de amina em pH ácido. Um efeito adicional na estabilidade das espumas foi verificado quando a cadeia alquílica do surfactante foi aumentada para 14 átomos de carbono (C14DAO). Em concentrações superiores a 0,5 por cento m/m em salmoura, o C14DAO gerou soluções altamente viscosas, possivelmente devido à formação de micelas alongadas. Em consequência, as espumas de C14DAO com CO2 apresentaram uma redução drástica tanto na taxa de drenagem quanto de crescimento das bolhas, retardando a coalescência e levando a um aumento significativo da estabilidade da espuma no meio salino. / [en] The use of CO2 foams in advanced oil recovery methods has been promising for the exploration of Brazilian Pre-salt reservoirs. However, the highly saline environment of these reservoirs and the physico-chemical characteristics of CO2 influence the stability of the foams, affecting their performance. Zwitterionic surfactants based on alkyldimethylamine oxides (CXDAO) have a predominance of positive charges in acidic pH, making their use attractive due to the expected low adsorption on carbonate rocks. This work studied the formation and stability of CO2 foams formulated with dodecyldimethylamine oxide (C12DAO) in deionized water and in brine, using as a reference a cationic surfactant with the same hydrophobic tail. The results showed that the presence of salts did not affect the foamability, however it decreased the foam stability, with a lesser effect for C12DAO foam than with the cationic surfactant. This resistance to salinity was attributed to the greater compaction of surfactants in the interfacial film, due to the formation of hydrogen bonds between the neutral and the cationic species of amine oxide at acid pH. An additional effect on foam stability was seen when the surfactant alkyl chain was increased to 14 carbon atoms (C14DAO). At concentrations above 0.5 wt percent in brine, C14DAO generated highly viscous solutions, possibly due to the formation of elongated micelles. As a result, CO2 foams formed with C14DAO showed a drastic reduction in both the drainage and the bubble growth rates, delaying coalescence and leading to a significant increase in foam stability in the saline medium.

[pt] O uso de espumas de CO2 em aplicações de recuperação avançada de petróleo (EOR) requer a formação de espumas estáveis sob condições adversas de reservatório, como salmouras contendo cátions bivalentes, alta temperatura e pressão, e uma ampla faixa de pH. Nesse contexto, os surfactantes responsivos ao pH que se comportam como surfactantes não-iônicos em meio básico (ausência de CO2), e são convertidos em espécies catiônicas em condições ácidas (presença de CO2), têm se mostrado uma alternativa adequada para formulações espumantes usadas em métodos de EOR baseados em injeção de CO2. O bis-(2-hidroxietil) cocoalquilamina (C12) se destaca como um surfactante responsivo ao pH (pKa = 6,4) promissor, com potencial para estas aplicações. Contudo, há poucos trabalhos sobre as propriedades das espumas de C12 em diferentes condições de pH, principalmente quando o surfactante se encontra na forma não-iônica. O objetivo deste trabalho foi estudar o comportamento deste surfactante em misturas, visando potencializar suas propriedades espumantes através de efeitos de sinergia na interface. Para isso foram estudadas diferentes propriedades do C12, como comportamento de fases, propriedades interfaciais e comportamentos das espumas, tanto em formulações individuais quanto em misturas com outros surfactantes. Estes dados foram correlacionados com o comportamento do C12 em diferentes condições (pH, temperatura, pressão, e misturas de diferentes composições). Foi observado que em condições básicas ocorre separação de fases, enquanto a espumabilidade e a estabilidade das espumas de C12 no estado catiônico (pH menor que pKa) foram superiores, comparado ao estado não-iônico (pH maior que pKa). Para as misturas de C12 com outros surfactantes (alfa-olefina sulfonato de sódio, AOS; alquilamina etoxilada, TFA20; e cocamidopropil hidroxisultaína, CAHS), as formulações contendo CAHS promoveram uma melhora da solubilidade do C12 em pH alcalinos, estendendo sua aplicabilidade, e foram as únicas a exibir uma sinergia significativa em relação à redução da tensão superficial e à estabilização da espuma. A sinergia interfacial entre C12 e CAHS foi confirmada pelo valor negativo do parâmetro de interação. O efeito sinérgico na estabilidade da espuma também foi observado em condições de alta pressão (100 bar) e alta temperatura (65 graus C), evidenciado pela diminuição da taxa de crescimento de bolhas obtida com a mistura C12:CAHS (1:2) em relação aos componentes individuais, o qual indica uma redução dos fenômenos de coalescência e envelhecimento de Ostwald. Os resultados obtidos neste estudo, mostraram o potencial do uso de misturas sinérgicas com surfactantes para ajustar a sua solubilidade e as propriedades das espumas de surfactantes responsivos ao pH, para um melhor desempenho dos métodos de EOR baseados no uso de espuma sob condições de alta pressão e alta temperatura. / [en] The use of CO2-foams in enhanced oil recovery (EOR) applications requires the formation of stable foams under harsh reservoir conditions, such as brines containing divalent cations, high temperature and pressure and a wide pH range. In this context, pH-responsive surfactants that behave as nonionic surfactants in a basic medium (absence of CO2), and are converted to cationic species under acidic conditions (presence of CO2), have been shown to be a suitable alternative for foaming formulations used in CO2-based EOR methods. The bis-(2-hydroxyethyl) cocoalkylamine (C12) has been reported as a promising pH-responsive surfactant (pKa = 6.4), with great potential for this type of applications. However, there is limited work on the properties of C12 foams under different pH conditions, especially in the nonionic state of the surfactant. This work aimed to study the behavior of this surfactant in mixtures, aiming to improve its foaming properties through synergy effects at the interface. For this, different properties of C12 were studied, such as phase behavior, interfacial properties, and foam behavior, in individual formulations and in mixtures with other surfactants. These data were correlated with the individual behavior of C12 under different conditions (pH, temperature, pressure, mixtures of different compositions). It was observed that under basic conditions phase separation occurs, while the foamability and stability of C12 foams in the cationic state (pH less than pKa) were higher compared to the nonionic state (pH bigger then pKa). For mixtures of C12 with other surfactants (sodium olefin sulfonate, AOS; ethoxylated alkylamine, TFA20; and cocamidopropyl hydroxysultaine, CAHS), formulations containing CAHS promoted an improvement in the solubility of C12 at alkaline pH, extending its applicability, and were the only ones to exhibit significant synergy in terms of surface tension reduction and foam stabilization. The interfacial synergy between C12 and CAHS was confirmed by the negative value of the interaction parameter. The synergistic effect on foam stability was also observed under high pressure (100 bar) and high temperature (65 degrees C) conditions, evidenced by the decrease in the bubble growth rate obtained with the C12:CAHS mixture (1:2) in relation to the individual components, which indicates a reduction of the Ostwald ripening and coalescence. The results obtained in this study showed the potential use of synergistic mixtures of surfactants to adjust the solubility and properties of foams with pH-responsive surfactants for better performance in foam-based EOR methods, under high pressure and high temperature conditions.

[pt] Configurações novas e tradicionais de sistemas de refrigeração comerciais foram comparadas considerando sua operação com fluidos refrigerantes alternativos. Primeiramente, desenvolveram-se modelos termodinâmicos para o ciclo transcrítico de dois estágios com refrigerante CO2 (CO2 booster) e para o sistema indireto com CO2 bifásico operando como fluido secundário (pumped CO2). Tais tecnologias foram, em seguida, comparadas com o ciclo de expansão direta (DX) por meio do COP e do consumo anual de energia. Nessa análise, R404A, CO2, e misturas não-azeotrópicas de baixo GWP foram utilizados como fluidos refrigerantes. Em segundo lugar, desenvolveu-se modelo de parâmetros concentrados para simular a operação em regime permanente do sistema de expansão direta com múltiplos compressores e evaporadores. O método multizona foi utilizado na modelagem dos trocadores de calor tubo-e-aleta, com a consideração de diferentes tipos de aletas e superfícies internas para os tubos. Resultados da simulação foram comparados com dados experimentais e, em seguida, calculou-se o impacto ambiental do sistema operando com diferentes refrigerantes de baixo GWP, por meio da metodologia LCCP. / [en] Comparison of new and conventional commercial refrigeration systems, operating with typical and alternative refrigerants, was performed. First, thermodynamic models for the pumped CO2 and the CO2 booster cycles were developed. The COP and the annual energy consumption of these novel designs were compared to those of the traditional direct expansion system in different geographic locations, to take into account year-round climate data. Refrigerant R404A, CO2 and new low-GWP non-azeotropic blends were considered as working uids in this analysis. Second, a component-based lumped parameter model to simulate the steady-state operation of a multicompressor multi-evaporator direct expansion system was developed. The modeling effort considered a multizone approach for the tube-and-fin heat exchangers, as well as addressing enhanced internal surfaces and different fin patterns. Predicted results were compared with experimental data, and a life cycle climate performance (LCCP) analysis was performed to compare the environmental impact of new low-GWP refrigerants.

[pt] A implementação de medidas que reduzam as emissões de gases de efeito estufa ganha importância no cenário atual. Um importante método para captura de CO2 consiste nos processos de separação por membranas. Visando melhorar a eficiência seletiva na separação de gases, este trabalho estudou a síntese de membranas poliméricas de matrizes mistas a fim de aumentar os valores de permeabilidade, utilizando líquidos iônicos em sua estrutura, que apresentam elevada solubilidade de CO2 e seletividade. A síntese do líquido iônico foi realizada a partir do cátion imidazólico e do ânion NTf2(-) , em reações de 3 etapas. Os filmes poliméricos de matrizes mistas foram sintetizados por diferentes tipos de polímeros comerciais, PEBAX 1657, PEBAX2533 e PU 1185A10; com concentrações de 0 por cento, 20 por cento e 60 por cento (m/m) do líquido iônico. A técnica de ressonância magnética nuclear (RMN) de (1)H e (13)C foi utilizada para validar a composição do líquido iônico. As caracterizações de membranas compósitas se deram pelas técnicas de microscopia eletrônica de varredura (MEV), análise termogravimétrica (TGA) e espectroscopia de infravermelho com transformada de Fourier (FTIR). Na presença do líquido iônico, a seletividade relativa de CO2/N2 apresentou um aumento considerável para as membranas de PU e PEBAX2533, enquanto a permeabilidade de CO2 aumentou nas membranas de PU e PEBAX1657. / [en] The measures to reduce greenhouse gas emissions, gains more importance in the current scenario. Processes involving membrane separation are an important method for CO2 capture which are widely used. In order to improve the selective efficient in the gas separation this paper studies the development and synthesis of composite polymeric membranes that will be able to increase the permeability using ionic liquids in your structure, which have high CO2 solubility and selectivity. The ionic liquid synthesis was obtained using imidazolium cation and the NTf2(-) anion, on 3 steps reactions. The composite polymeric membranes were synthesized by different types of commercial polymers, PEBAX1657, PEBAX2533 and PU 1185A10; with 0 percent, 20 percent and 60 percent (wt.) concentrations of ionic liquid. The nuclear magnetic resonance (NMR) technique for 1H and 13C was used to validate the ionic liquid structure. The composite membrane characterizations were obtained by those techniques: scanning electron microscope (SEM), thermogravimetric analysis (TGA) and Fourier transform infrared (FTIR). In the presence of ionic liquid, the selectivity of CO2/N2 increased for the PU and PEBAX2533 membranes, and the permeability of CO2 increased for the PU and PEBAX1657 membranes.

[pt] A injeção de fluidos é uma prática comum na indústria de petróleo e um dos objetivos desta operação é aumentar o fator de recuperação dos campos petrolíferos. À medida que o óleo vai sendo produzido há naturalmente perda da quantidade de energia nativa, inerente ao reservatório, que manteria a continuidade da produção. Nesse ponto, fazem-se necessárias intervenções nos poços para dar continuidade à produção, lançando-se mão dos métodos de recuperação, dos quais a injeção de fluidos é um deles. As formulações desses fluidos de injeção são via de regra baseadas na utilização de água do mar (que é rica em magnésio) e em solução supercrítica com gás carbônico oriundo do próprio reservatório. Esses fluidos quando em contato com as rochas carbonáticas do pré-sal, propiciam a uma condição de ambiente químico nunca vivenciada quando este tipo de operação era realizada nos reservatórios nacionais anteriores à exploração no pré-sal. As rochas carbonáticas são reativas e a injeção de fluidos pode provocar alterações tanto na composição mineralógica quanto na composição dos fluidos produzidos. O objetivo deste trabalho é buscar evidências objetivas, identificação e quantificação, da precipitação ao longo do tempo de espécies minerais contendo magnésio formadas a partir de interações de rocha calcária (mais especificamente a calcita (CaCO3)) e fluido de injeção utilizado na recuperação avançada de poços de petróleo. Realizaram-se experimentos em que uma rocha calcária conhecida interagiu com CO2 supercrítico em meio a uma solução salina de água do mar sintética sob condições de temperatura e pressão da ordem de grandeza das encontradas em reservatórios do pré-sal. As amostras de rocha foram expostas ao fluido a 150 graus Celsius e 276 bar sob diferentes tempos de reação. Em seguida foram realizados ensaios de DRX e de composição química elementar (ICP-OES) onde ficou evidenciada a presença de magnésio na calcita após interação com o fluido de injeção, as análises por DRX não conseguiram constatar alterações na estrutura cristalina dessas calcitas pós reação. / [en] Fluid injection is a common practice in oil industry and one of its targets is to increase the recovery factor of oil fields. As the oil is being produced, there is naturally loss in the amount of the reservoir native energy to sustain production. At this point, human intervention is necessary to continue production, so recovery methods are used, of which fluid injection is one of them. These injection fluid formulations are usually based on seawater (which is rich in magnesium) and supercritical carbon dioxide solution from the reservoir itself, which in contact with the pre-salt carbonate rocks will lead to a condition of chemical environment never experienced when this operation was performed in national reservoirs prior to presalt exploration. The carbonate rocks are reactive and fluid injections can cause changes in both mineral composition and produced fluids composition. This work objectives the searching for evidences, identification and quantification, of mineral species precipitation containing magnesium from interactions of limestone (more specifically calcite (CaCO3)) and injection fluid used in the enhanced oil recovery. Experiments were performed in which a known powdered limestone rock interacted with supercritical CO2 in a saline solution of synthetic sea water under tipical conditions (temperature and pressure) found at pre-salt reservoirs. The rock samples were exposed to fluid at 150 Celsius degrees and 276 bar under different reaction times. Then, XRD analysis and elemental chemical composition (ICP-OES) tests were performed, showing the presence of magnesium in the calcite after interaction with the injection fluid, although the XRD analysis failed to verify changes in the crystalline structures of these calcites after reaction.