Submitted by Programa de Pós-graduação em Biotecnologia (mebiotec.ufba@gmail.com) on 2017-09-13T12:03:25Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / Approved for entry into archive by Edvaldo Souza (edvaldosouza@ufba.br) on 2017-10-02T18:50:06Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-10-02T18:50:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Final- Tatiana Oliveira do Vale.pdf: 4717884 bytes, checksum: ff43b7e5c8ffae42678c802a98705a42 (MD5) / capes / Mesmo após o emprego das técnicas secundárias de recuperação muito petróleo ainda se encontra retido nos reservatórios. Diante disso, métodos terciários (EOR) de recuperação veem sendo empregados, um deles é a inundação do reservatório com surfactantes. Nos reservatórios se encontram um grupo diverso de microrganismos, as bactérias redutoras de sulfato, que como resultado final do seu metabolismo produzem H2S. Esse gás causa corrosão entre outros sérios prejuízos à indústria petrolífera. O objetivo desse trabalho, portanto, é o de avaliar a influencia do lauril glicosídeo em técnicas de EOR e o seu efeito na atividade metabólica das BRS. A cinética do consumo de sulfato foi usada como parâmetro de avaliação da atividade microbiana. A concentração micelar crítica do tensoativo foi aferida como sendo de aproximadamente 82ppm. Testes cinéticos foram realizados com diferentes razões de surfactante e petróleo (fontes de carbono) baseando-se no conceito do modelo de Monod. As variações de atividade de BRS (consumo de sulfato) corresponderam diretamente as concentrações iniciais de fontes de carbono. As respostas fisiológicas tanto de D. vulgaris quanto do consórcio de BRS isoladas de poço de petróleo produziram resultados no período de 12 horas. O maior consumo de sulfato ocorreu no intervalo de concentração do surfactante 0,14% para D. vulgaris e 0,21% para o consorcio de BRS. Altas concentrações do surfactante apresentaram efeito tóxico. D. vulgaris se mostrou mais sensível do que o consórcio de BRS. Testes em coluna de areia empacotada também foram realizados com o propósito duplo de (i) avaliar a taxa de recuperação do petróleo com uso do surfactante e, depois, (ii) estimar o efeito da água produzida contendo o surfactante na atividade de BRS. Os resultados sugerem que a atividade de BRS é significativamente afetada pelo surfactante, sendo que baixas concentrações (≤ 2%) aumentam sua atividade (2 a 3 vezes a partir do controle sem o surfactante) e altas concentrações (≥ 2%) tem efeito tóxico (zero consumo de sulfato). Portanto, para evitar alta produção de sulfeto por BRS durante o uso do surfactante na recuperação terciária de petróleo é necessário ajustar a dose para acima de 2%. Porem, caso ocorra uma diluição do surfactante pela matriz da formação rochosa, esse composto poderá ser utilizado pelas BRS como fonte de carbono e aumentar a produção de sulfeto. Esse fenômeno aconteceria quando as concentrações pontuais do surfactante sejam reduzidas para abaixo de 2%. Dessa forma, essa pesquisa destaca que, embora o uso de surfactante melhore a recuperação de petróleo, este pode aumentar significativamente a produção de sulfeto pelas BRS presentes no poço de petróleo.

Orientador: Caetano Rodrigues Miranda / Tese (doutorado) - Universidade Federal do ABC. Programa de Pós-Graduação em Física, 2013

A successful Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) program starts with a proper process selection for a given field, followed by a formulation of the batch components and a representative simulation step. Also, lab studies, field data, pilot testing, and economic analyses are required before project implementation. This work discusses the state of the art of the Surfactant-Polymer flood (SP) EOR technique, specifically for carbonate reservoirs, and states a methodology mixing laboratory, literature and reservoir simulation, to assess its applicability under economic and geological uncertainties. First, it is explained concepts related to the research, such as polymer, surfactant, microemulsion, functionalities of each chemical injected, advantages, and disadvantages. Second, a state of the art is developed about recent SP advances. Third, it is described the laboratory method being used to evaluate some properties of the chemicals injected for the Polymer flooding (PF) and SP flooding. Later, the simulation study step being conducted is explained, which will define the volume recovered and Net Present Value (NVP) obtained for the PF, SP injections and water flooding, in different economic and geological scenarios for two models resembling carbonate Brazilian reservoirs. Finally, it is discussed the results obtained, future researches that could be performed, and the respective bibliography. As part of this research, it was verified the Xanthan gum shows adequate results at different concentrations; that a surfactant specifically selected for a carbonate rock with low Interfacial tension and low adsorption is required; also that for the Lula based model although the polymer flooding and Surfactant-Polymer simulation brought some benefits, when compared with the waterflooding, on different economic scenarios and geological models, the high cost associated to the chemical handling facilities and volume spent do not make favorable its application in any scenario. On the contrary for the Cerena I field model, it was found the SP and Polymer flooding on all cases brought better results when compared with the water injection. Concluding that the performance and success of a CEOR program require finding the correct slug characteristics for the unique conditions of each reservoir. In this research the reservoir with higher production rates made possible the use of Chemical EOR presenting better results than a water injection however in the smaller model they were not economically viable due to the additional associated prices. / Um programa bem-sucedido de recuperação melhorada de petróleo por método químico (CEOR) começa com uma seleção precisa do processo para um determinado campo, seguido pela formulação dos componentes e uma etapa de formulação representativa. Adicionalmente, testes laboratoriais, dados de campos, testes pilotos e análises econômicas são necessárias antes da implementação de um projeto. Este trabalho discute o estado da arte da técnica de recuperação melhorada de petróleo (EOR) pela injeção de surfactante-polímero (SP), especificamente para reservatórios carbonáticos e, utilizada uma metodologia baseada em dados de laboratório, literatura e de simulação de reservatório para avaliar sua aplicabilidade sob incertezas econômicas e geológicas. Primeiramente, são explicados conceitos necessários a este trabalho relacionados com polímero, surfactante, microemulsão, funcionalidades de cada produto químico injetado, vantagens e desvantagens. Em segundo lugar, um estado da arte é desenvolvido sobre os avanços recentes do SP. Após, descreve-se os métodos laboratoriais utilizados para avaliar algumas propriedades dos produtos químicos usados nas injeções de Polímeros (PF) e SP. Posteriormente, é explicada a etapa do estudo de simulação, que definirá o volume recuperado e o valor presente líquido (NVP), obtidos para injeções PF, SP e água, em diferentes cenários econômicos e geológicos, para dois modelos semelhantes a reservatórios carbonáticos brasileiros. Por fim, são discutidos os resultados obtidos, sugestões de trabalhos futuros e apresentação da bibliografia. Como parte desta pesquisa, verificou-se que a goma xantana apresenta resultados consistentes em diferentes concentrações e que é necessário um surfactante especificamente selecionado para uma rocha carbonática, possuindo baixa tensão interfacial e baixa adsorção. Para o modelo baseado em Lula, embora a simulação de injeção de polímero e surfactante-polímero tenham trazido alguns benefícios, quando comparados com a injeção de água, em diferentes cenários econômicos e modelos geológicos, o alto custo associado às instalações de manipulação química e volume gasto não favorece sua aplicação em qualquer cenário. Por outro lado, no modelo de campo Cerena I, verificou-se que as injeções de SP e de polímero, em todos os casos, trouxeram melhores resultados quando comparadas com a injeção de água. Concluindo, o desempenho e o sucesso de um programa de CEOR exige encontrar as corretas características de slugs para condições únicas de cada reservatório. Neste trabalho, o reservatório com maiores taxas de produção infere que o método químico de EOR apresente melhores resultados quando comparado com a injeção de água.