Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-04-26T19:29:13Z No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-04-29T00:04:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) / Made available in DSpace on 2016-04-29T00:04:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) Previous issue date: 2015-06-29 / Apesar do aumento da conscientiza??o da sociedade com rela??o aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utiliza??o de combust?veis f?sseis, o petr?leo dever? ocupar uma posi??o relevante na matriz energ?tica mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil em 2050 aproximadamente 50,6% da matriz energ?tica ainda ser? composta por petr?leo, derivados e g?s natural. Com o aumento do grau de explota??o dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recupera??o e da rentabilidade dos campos de petr?leo s?o cada vez mais necess?rios. Aproximadamente 0,3 x 1012 m? de ?leo leve e m?dio dever?o permanecer nos reservat?rios ao redor do mundo ap?s a recupera??o secund?ria. Os m?todos de EOR (Enhanced Oil Recovery) s?o aplicados nesta fase de produ??o do campo, objetivando mobilizar o ?leo residual. Tipicamente, o ?leo residual representa de 60% a 90% de todo o ?leo remanescente, enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas ?reas n?o varridas do reservat?rio. O m?todo de inje??o de solu??o polim?rica em reservat?rios de petr?leo objetiva a corre??o da raz?o de mobilidades ?gua/?leo e incremento da efici?ncia de varrido do ?leo. O m?todo de inje??o da solu??o ASP objetiva al?m do incremento da efici?ncia de varrido, a mobiliza??o de ?leo residual atrav?s da redu??o da tens?o interfacial entre a ?gua e o ?leo, com incremento da efici?ncia de deslocamento. Neste estudo, estes dois m?todos foram avaliados em reservat?rios portadores de ?leo m?dio, em avan?ado est?gio de inje??o de ?gua. Um modelo homog?neo de reservat?rio foi submetido a 3 anos de produ??o prim?ria e posteriormente a 20 anos de inje??o de ?gua, a partir deste ponto foram selecionadas 3 varia??es deste modelo para o estudo das t?cnicas de inje??o de pol?mero e de solu??o ASP. As simula??es de fluxo foram realizadas atrav?s de um simulador num?rico com suporte para m?todos qu?micos. Os resultados para o processo de inje??o de pol?mero mostraram pequenas varia??es com rela??o ? inje??o de ?gua, em termos de fator de recupera??o do ?leo e redu??o do corte de ?gua produzida. Foi observado que o processo cumpriu com o objetivo da corre??o da raz?o de mobilidades ?gua/?leo, entretanto as baixas injetividades obtidas comprometeram os resultados do m?todo. J? a aplica??o do processo de inje??o da solu??o ASP, nos dois reservat?rios de melhor condi??o permoporosa, mostrou incrementos nos fatores de recupera??o de 30,7% e 25,2% em rela??o ? inje??o de ?gua, al?m da queda no corte de ?gua produzida de 8,1% e 11,4%. Para o reservat?rio de condi??es permoporosas ruins, o m?todo foi comprometido pelas baixas injetividades obtidas e trouxe fatores de recupera??o do ?leo mais baixos que a inje??o de ?gua. Foi poss?vel observar que o processo cumpriu com os objetivos de melhora nas efici?ncias de varrido e de deslocamento do ?leo nas ?reas atingidas pelo banco de inje??o para os tr?s reservat?rios estudados.