Submitted by Automação e Estatística (sst@bczm.ufrn.br) on 2018-06-15T20:46:37Z No. of bitstreams: 1 FedraAlexandraDeSousaVaqueroMaradoFerreira_TESE.pdf: 4010957 bytes, checksum: 9f66f5efca85e13ca42cf4a7787f325f (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2018-06-18T21:19:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 FedraAlexandraDeSousaVaqueroMaradoFerreira_TESE.pdf: 4010957 bytes, checksum: 9f66f5efca85e13ca42cf4a7787f325f (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-18T21:19:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FedraAlexandraDeSousaVaqueroMaradoFerreira_TESE.pdf: 4010957 bytes, checksum: 9f66f5efca85e13ca42cf4a7787f325f (MD5) Previous issue date: 2018-03-05 / As condições extremas de pressão, temperatura e composição de dióxido de carbono presentes nas jazidas do pré-sal são um desafio relacionado à exploração e produção destes reservatórios. A aplicação de dióxido de carbono em composições elevadas, na recuperação terciária de petróleo vem também ganhando expressão e novas pesquisas nesta área fazem-se necessárias para maior conhecimento do processo e condições ideais para a sua injeção. Posto isto, este trabalho visou o estudo do comportamento de fases a altas pressões, de sistemas sintéticos e amostras reais de petróleo. Uma célula de equilíbrio de alta pressão com janela de safira, que permite um intervalo de pressões de 6 a 30 MPa e temperaturas até 393 K, baseada no método sintético visual foi usada para o estudo PVT. Esta célula foi também usada para determinação de dados PVT pelo método sintético não-visual, isto é, determinação da transição de fase através da variação do volume da célula. A pesquisa foi dividida em duas etapas, sendo que na primeira foram estudados sistemas binários (CO2 + ciclohexeno e CO2 + esqualano) com composições em fração molar de CO2 variando entre 0,30 e 0,85, temperaturas de trabalho entre 303 e 393 K e pressões de bolha observadas entre 5,5 e 19,7 MPa e um sistema ternário (CO2 + ciclohexeno + esqualano) representativo de uma amostra de petróleo com composições em fração molar de CO2 variando entre 0,23 e 0,64, fração molar de esqualano entre 0,01 e 0,20, temperaturas entre 303 e 393 K e as pressões de bolha observadas variaram entre 3,2 e 13,0MPa. Na segunda etapa foram caracterizadas e fracionadas duas amostras reais, sendo uma de condensado de gás e outra de petróleo leve e posteriormente usadas no estudo do comportamento de fases. O sistema binário CO2 + condensado de gás foi estudado em frações molares de CO2 variando entre 0,40 e 0,80, temperaturas entre 313 e 393 K e as pressões de bolha observadas variaram entre 6,3 e 14,4 MPa. O sistema binário CO2 + petróleo leve foi estudado em frações molares de CO2 variando entre 0,40 e 0,80, temperaturas entre 303 e 393 K e as pressões de bolha observadas variaram entre 6,2 e 18,0 MPa. A modelagem termodinâmica foi feita aplicando-se a equação de estado cúbica de Soave-Reidlich-Kwong no caso dos sistemas sintéticos, com parâmetros estimados de Mathias e Copeman para a fase de vapor e regra de mistura de Van der Waals 2 e para as amostras reais aplicou-se a equação de estado cúbica de Adachi-Lu-Sugie, com regra de mistura de Van der Waals 1. A modelagem termodinâmica demonstrou um bom ajuste aos dados experimentais com desvios médios inferiores a 3%. / The extreme conditions of pressure, temperature and carbon dioxide composition present in the pre-salt deposits are a challenge related to the exploration and production of these reservoirs. In the context of high compositions of carbon dioxide, in recent years its use in the tertiary recovery of petroleum has been gaining expression and research in this area is necessary for greater knowledge of the process and ideal conditions for its injection. Thus, this work aims the study of the phase behavior at high pressures of synthetic and representative systems of petroleum. A high pressure phase equilibrium cell, that allows a range of pressure between 6 and 30 MPa and temperatures up to 393 K, based on synthetic visual method, was used for the PVT study. This cell was also used for PVT data determination using the non-visual synthetic method, i. e., phase transition determination by volume cell variation. The research was divided in two stages. In the first stage, binary systems (CO2 + cyclohexene and CO2 + squalane) were studied with CO2 molar fraction composition between 0,30 and 0,85, experiment temperatures between 303 and 393 K and bubble pressures observed in a range of 5,5 and 19,7 MPa and a ternary system (CO2 + cyclohexene + squalane) representative of an oil sample were studied with CO2 molar fraction composition between 0,23 and 0,64, squalane molar fraction in a range of 0,01 and 0,20, experiment temperatures between 303 and 393 K and bubble pressures observed in a range of 3,2 and 13,0 MPa. In the second stage two real samples were characterized and fractionated, one being condensate gas and the other being light petroleum and later used in the study of phase behavior. The binary systems: CO2 + condensate gas was studied in CO2 molar fractions between 0,40 and 0,80, range of temperatures of 313 up to 393 K and the bubble pressures ranged between 6,3 and 14,4 MPa. The binary system CO2 + light petroleum was studied in CO2 molar fractions between 0,40 and 0,80, range of temperatures of 313 up to 393 K and the bubble pressures ranged between 6,2 and 18,0 MPa . The thermodynamic modeling was done by applying the cubic state equation of Soave-ReidlichKwong, in the case of synthetic systems, with estimated parameters of Mathias and Copeman for the vapor phase and Van der Waals 2 mixing rule and for the real samples de equation of state of of Adachi-Lu-Sugie, with Van der Waals mixing rule 1 was applied. The thermodynamic modeling showed a good fit to the experimental data with mean deviations of less than 3%.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Produced water is one of the main wastes generated in oil exploration and its treatment is a challenge due to its complex composition and the great amount generated. Regarding to the environmental legislation concerning to disposal, it is important to create alternatives of reuse or treatment, in order to reduce its contaminant content and decrease the hazardous effects to the environment. In spite of the fact that some techniques to treat this wastewater are already in use, other actions can be done to improve the quality of separation processes, decrease oil losses and protect the environment. Extraction is a physical separation method in which a solvent is added to perform the separation of residual oil that is the objective of this study. Due to the high availability of natural gas condensate (C5+) in gas processing plants, this product was chosen to be used as the solvent in the extraction of residual oil from produced water, emulsified or not, once there is a good chemical affinity between the oil fractions and the added solvent. At first, a bibliographic survey was carried out to find a predictive model for electrolytes without the need of experimental data. A computational program was developed in FORTRAN, taking in account the group-contribution method in the presence of electrolytes, besides isothermal flash. Some adaptations were implemented at Kikic et al. (1991) model to get a good agreement with the system studied. This system took in account light hydrocarbons present in oil (pentane, hexane, heptane and octane) and strong electrolytes, which is mainly represented by NaCl. The validation of thermodynamics model showed satisfactory medium quadratic deviations when compared to real experimental systems. A pseudo-experimental planning was carried out to simulate the process and verify the influence of the studied variables on the proposed system, such as solvent and salt contents, temperature and BSW (Basic Sediment and Water). Through the obtained empirical model it was possible to check the influence of the factors on residual hydrocarbons contents, represented by TPH (Total Petroleum Hydrocarbon). Temperature and solvent content were the variables that more contributed to increase TPH, while salinity contributed to the decrease TPH in the aqueous phase. The simulations performed showed that the use of C5+ is a feasible alternative to recover residual oil fractions from produced water and oily sludges. The contributions of this work motivate future studies, mainly those that involve experiments related to this theme, regarding to evaluate the quality of the adapted model, decreasing significantly oil losses during the steps of oil production and primary processing, providing information to reduce environmental impacts of these activities. / A água produzida é um dos principais resíduos gerados na exploração petrolífera e seu tratamento é um desafio devido à sua composição complexa e à grande quantidade gerada. Diante das restrições impostas pela legislação ambiental quanto ao descarte, faz-se necessário criar alternativas de reuso ou tratamento com a finalidade de reduzir o teor de contaminantes e diminuir os efeitos nocivos ao meio ambiente. Apesar de já existirem algumas técnicas de tratamento desse efluente em uso, ainda há muito que se fazer para melhorar a qualidade dos processos de separação, reduzir as perdas de óleo e proteger o ambiente. A técnica de extração é um método físico de separação onde é adicionado um solvente que ajuda a promover a separação do óleo residual, que é objeto de estudo do presente trabalho. Devido à grande disponibilidade de condensado (C5+) no processamento de gás natural, optou-se por utilizá-lo como solvente para extração dos resíduos de óleos presentes na água produzida, emulsionados ou não, devido à grande afinidade química entre as frações oleosas e o solvente adicionando. Primeiramente, foi realizado um levantamento bibliográfico, a fim de encontrar um modelo preditivo para eletrólitos que não necessitasse de dados experimentais. Um programa computacional foi desenvolvido em FORTRAN, contemplando o modelo de contribuição de grupos na presença de eletrólitos, juntamente com o algoritmo de flash isotérmico. Algumas adaptações foram realizadas no modelo de Kikic et al. (1991), para obter melhor representatividade do sistema estudado. O sistema estudado contemplou hidrocarbonetos leves presentes no petróleo (pentano, hexano, heptano e octano) e água produzida, que possui em sua composição predominantemente o NaCl. A validação do modelo termodinâmico apresentou desvios médios quadráticos satisfatórios quando comparados a sistemas experimentais reais. Foi realizado um planejamento pseudo-experimental como meio de simular o processo e verificar a influência das variáveis estudadas no sistema proposto, tais como teor de solvente, salinidade, temperatura e BSW (Basic Sediment and Water). Através do modelo empírico obtido foi possível verificar a influência dos fatores sobre o teor de hidrocarbonetos residuais, representado pelo TPH (Total Petroleum Hydrocarbon). A temperatura e o teor de solvente são as variáveis que mais influenciam para o aumento do TPH, enquanto que a salinidade contribui para a diminuição do TPH do sistema. As simulações do processo de extração com solvente realizadas no presente trabalho produziram evidências de que o uso do condensado de gás natural pode ser uma alternativa viável para a recuperação de frações de óleo residuais presentes na água produzida, bem como de sistemas aquosos salinos contendo óleos, a exemplo de borras oleosas. As contribuições desse estudo motivam estudos futuros, principalmente os de natureza experimental ligados ao tema, a fim de avaliar a qualidade do modelo adaptado e dos resultados encontrados, reduzindo significativamente as perdas de óleo nas etapas de produção e processamento primário e proporcionando informações para redução dos impactos ambientais da produção de petróleo.