Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-07-22T15:37:57Z No. of bitstreams: 1 PriscillaCibelleOliveiraDeSouzaFirmino_DISSERT.pdf: 2931554 bytes, checksum: 875d45632f3b9ed21653471af9188d59 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-07-27T23:33:06Z (GMT) No. of bitstreams: 1 PriscillaCibelleOliveiraDeSouzaFirmino_DISSERT.pdf: 2931554 bytes, checksum: 875d45632f3b9ed21653471af9188d59 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-27T23:33:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PriscillaCibelleOliveiraDeSouzaFirmino_DISSERT.pdf: 2931554 bytes, checksum: 875d45632f3b9ed21653471af9188d59 (MD5) Previous issue date: 2016-01-27 / Ag?ncia Nacional do Petr?leo - ANP / As rochas reservat?rio do tipo arenito s?o comumente respons?veis por acumula??es de petr?leo. A molhabilidade ? um par?metro fundamental para as propriedades f?sicas do reservat?rio, uma vez que interfere em caracter?sticas como a permeabilidade relativa ? fase aquosa, a distribui??o de ?leo residual no reservat?rio, as caracter?sticas de explora??o com inunda??es de ?gua e a recupera??o do petr?leo bruto. Este estudo consistiu em aplicar diferentes tipos de sistemas microemulsionados - SME - nos reservat?rios de arenito e avaliar as suas influ?ncias na molhabilidade e na recupera??o do petr?leo residual. Para tanto, foram obtidos quatro sistemas microemulsionados diferindo quanto ? natureza i?nica dos tensoativos (i?nicos e n?o i?nico). A caracteriza??o dos sistemas obtidos revelaram microemuls?es, que atrav?s de an?lises de tens?o superficial, massa espec?fica, di?metro de part?cula e viscosidade numa faixa de temperatura de 30 a 70?C foram caracterizadas. O petr?leo estudado foi caracterizado como do tipo leve e a rocha arenito ? proveniente da forma??o Botucatu. O estudo da influ?ncia dos sistemas microemulsionados na molhabilidade do arenito foi realizado atrav?s de medidas de ?ngulos de contato utilizando como par?metros o tempo de tratamento da rocha com SME e ap?s o contato salmoura-superficie, verificando o comportamento da varia??o de ?ngulo. Os resultados desse estudo mostraram que a rocha inicialmente de molhabilidade mista, para ap?s tratamento com os SME, teve sua molhabilidade invertida para molh?vel a ?gua. Em rela??o ao tempo de contato rocha-SME, foi evidenciado que a molhabilidade da rocha teve mais altera??o quando houve maior tempo de contanto entre sua superf?cie e os sistemas microemulsionados, como tamb?m que s? houve uma redu??o significativa para os primeiros 5 minutos de intera??o entre a superf?cie j? tratada e a salmoura. Os melhores resultados foram para o sistema microemulsionado ani?nico de tensoativo sintetizado, o cati?nico comercial, o ani?nico comercial e n?o i?nico, respectivamente. Para a atua??o dos sistemas na recupera??o avan?ada de petr?leo, todos apresentaram um percentual significativo de ?leo recuperado, com os melhores resultados para o sistema ani?nico, que atingiu a um percentual de 80% de recupera??o, comprovando os resultados do estudo da molhabilidade, que mostrou a influ?ncia desta propriedade sobre a intera??o entre os fluidos e a rocha reservat?rio e a capacidade dos sistemas microemulsionados para a recupera??o avan?ada de petr?leo em reservat?rios de arenito. / Sandstone-type reservoir rocks are commonly responsible for oil accumulation. The wettability is an important parameter for the physical properties of the container, since it interferes in characteristics such as relative permeability to the aqueous phase, residual oil distribution in the reservoir, operating characteristics with waterflood and recovery of crude oil. This study applied different types of microemulsion systems - MES - in sandstone reservoirs and evaluated their influences on wettability and residual oil recovery. For this purpose, four microemulsion were prepared by changing the nature of ionic surfactants (ionic and nonionic). Microemulsions could then be characterized by surface tension analysis, density, particle diameter and viscosity in the temperature range 30? C to 70? C. The studied oil was described as light and the sandstone rock was derived from the Botucatu formation. The study of the influence of microemulsion systems on sandstone wettability was performed by contact angle measurements using as parameters the rock treatment time with the MES and the time after the brine surface contact by checking the angle variation behavior. In the study results, the rock was initially wettable to oil and had its wettability changed to mixed wettability after treatment with MES, obtaining preference for water. Regarding rock-MES contact time, it was observed that the rock wettability changed more when the contact time between the surface and the microemulsion systems was longer. It was also noted only a significant reduction for the first 5 minutes of interaction between the treated surface and brine. The synthesized anionic surfactant, commercial cationic, commercial anionic and commercial nonionic microemulsion systems presented the best results, respectively. With regard to enhanced oil recovery performance, all systems showed a significant percentage of recovered oil, with the anionic systems presenting the best results. A percentage of 80% recovery was reached, confirming the wettability study results, which pointed the influence of this property on the interaction of fluids and reservoir rock, and the ability of microemulsion systems to perform enhanced oil recovery in sandstone reservoirs.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TamyrisTCS_DISSERT.pdf: 4523567 bytes, checksum: 5cb932282090a7b64afe68ca95b0fd6f (MD5) Previous issue date: 2013-08-07 / 2020-01-01 / A explora??o de petr?leo est? a cada dia em circunst?ncias mais adversas, no que diz respeito ? profundidade dos po?os como tamb?m, em rela??o ? fluidez do ?leo. Os reservat?rios de descobertas recentes n?o possuem energia pr?pria para produzir ou os m?todos convencionais n?o s?o eficientes para fazer com que esses reservat?rios tenham uma vida ?til elevada, devido a altera??es das propriedades f?sico-qu?micas, como por exemplo a viscosidade, que torna o deslocamento do ?leo pelos poros do reservat?rio at? a superf?cie cada vez mais complexo. O presente trabalho tem como objetivo estudar a prepara??o, caracteriza??o e a utiliza??o de nanoemuls?es obtidas a partir de sistemas microemulsionados, com e sem a presen?a de pol?mero. Esses sistemas foram aplicados como m?todo qu?mico de recupera??o de petr?leo, com o intuito de obter maior efici?ncia de volume de ?leo deslocado. O interesse por esse tipo de sistema existe devido a sua baixa tens?o superficial, o pequeno tamanho de got?cula e, principalmente, pelo baixo percentual de mat?ria ativa presente em sua composi??o. Os ensaios realizados para caracterizar esses sistemas foram: aspecto f?sico, medidas de tamanho de got?cula, ?ndice de polidispers?o, tens?o superficial, pH e condutividade. Ensaios de reologia e de adsor??o dos sistemas foram realizados com o objetivo de avaliar sua influencia na recupera??o de petr?leo. Os ensaios de recupera??o foram realizados em um equipamento que simula as condi??es de um reservat?rio de petr?leo, utilizando plugs de rocha arenito Botucatu. Esses plugs foram saturados com salmoura (KCl 2%) e com petr?leo proveniente da Bacia Potiguar do campo de Ubarana. Ap?s essas etapas foi realizada a recupera??o convencional utilizando a salmoura e, por ?ltimo, foi injetada, a nanoemuls?o, como m?todo de recupera??o avan?ada. Os sistemas obtidos variaram de 0% ? 0,4% de pol?mero. Os ensaios de tamanhos de part?cula obtiveram como resultado uma varia??o de 9,22 a 14,8 nm, caracterizando que as nanoemuls?es est?o dentro da faixa de tamanho inerente a esse tipo de sistema. Para ensaios de tens?o superficial os valores foram na faixa de 33,6 a 39,7 dynas/cm, valores semelhantes ? microemuls?es e bem abaixo da tens?o superficial da ?gua. Os resultados obtidos para os valores de pH e condutividade se mantiveram est?veis ao longo do tempo de armazenamento, essa avalia??o indica estabilidade das nanoemuls?es estudadas. O teste de recupera??o avan?ada utilizando nanoemuls?o com baixo percentual de mat?ria ativa obteve como resultado de efici?ncia de deslocamento 39,4%. Por?m esse valor foi crescente, de acordo com o aumento do percentual de pol?mero na nanomeuls?o. Os resultados de efici?ncia de deslocamento de petr?leo est?o diretamente relacionados com o aumento da viscosidade das nanoemuls?es. A nanoemuls?o V (0,4% pol?mero) ? o sistema mais viscoso dentre os analisados, e obteve o maior percentual de ?leo deslocado (76,7%), resultando na maior efici?ncia de deslocamento total (90%). Esse estudo mostrou o potencial de sistemas nanoemulsionados, com e sem pol?meros, na recupera??o avan?ada de petr?leo. Eles apresentam algumas vantagens com rela??o a outros m?todos de recupera??o avan?ada, como: o baixo percentual de mat?ria ativa, baixo ?ndice de adsor??o do pol?mero, dissolvido em nanoemuls?o, na rocha e alta efici?ncia de recupera??o

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FranciscoKGS.pdf: 2171353 bytes, checksum: e45c25ca9137eeb633f0f529e7d80d83 (MD5) Previous issue date: 2009-08-21 / In heavy oil fields there is a great difficulty of the oil to flow from the reservoir to the well, making its production more difficult and with high cost. Most of the original volumes of oil found in the world are considered unrecoverable by the use of the current methods. The injection of micellar solutions has a direct action in the oil interfacial properties, resulting in an enhanced oil recovery. The objective of this research was the study and selection of micellar solutions with ability to decrease the interfacial interactions between fluids and reservoir formation, increasing oil production. The selected micellar solutions were obtained using commercial surfactants and surfactants synthesized in laboratory, based on the intrinsic properties of these molecules, to use in the enhanced oil recovery. Petroleum Reservoirs were simulated using sandstone plugs from Botucatu formation. Experiments with conventional and enhanced oil recovery techniques were accomplished. The obtained results showed that all micellar solutions were able to enhance oil recovery, and the micellar solution prepared with a SB anionic surfactant, at 2% KCl solution, showed the best recovery factor. It was also accomplished an economic analysis with the SB surfactant solution. With the injection of 20% porous volume of micellar solution, followed by brine injection, the increment in petroleum recovery can reach 81% recovery factor in the 3rd porous volume injected. The increment in the total cost by the addition of surfactant to the injection water represents R$ 7.50/ton of injected fluid / Em campos de ?leos pesados h? uma grande dificuldade de escoamento do ?leo do reservat?rio at? o po?o, tornando sua produ??o mais dif?cil e de alto custo. A maior parte dos volumes originais de ?leo encontrados no mundo ? considerada irrecuper?vel pelos m?todos convencionais. A inje??o de solu??es micelares propicia uma atua??o direta nas propriedades interfaciais do ?leo, provocando um aumento da recupera??o. O objetivo desse trabalho foi estudar e selecionar solu??es micelares capazes de diminuir as intera??es interfaciais entre os fluidos e a forma??o, visando o aumento da produ??o. A sele??o das solu??es micelares foi feita a partir de tensoativos comerciais e sintetizados em laborat?rio, baseado em propriedades intr?nsecas dessas mol?culas, para se realizar uma recupera??o avan?ada de petr?leo. Reservat?rios de petr?leo foram simulados a partir de plugs de arenito da forma??o Botucatu Bacia do Paran?. Foram realizados, dentre outros, ensaios de recupera??o convencional e avan?ada de petr?leo com as solu??es micelares. Os principais resultados mostram que todas as solu??es micelares foram capazes de recuperar o ?leo, e que a solu??o micelar preparada com tensoativo ani?nico SB, em solu??o 2% KCl, apresentou maior fator de recupera??o dentre as demais. Foi realizada, tamb?m, uma an?lise econ?mica, com a solu??o de tensoativo SB. Injetando-se 20% do volume poroso de solu??o micelar, seguida de inje??o de salmoura, o acr?scimo de recupera??o de petr?leo pode chegar a uma fra??o de recupera??o de 81% ao longo do 3? volume poroso injetado. O acr?scimo do custo do tensoativo ? ?gua de inje??o representa um valor de R$ 7,50/tonelada de fluido injetado

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2018-01-23T14:27:43Z No. of bitstreams: 1 TamyrisThaiseCostaDeSouza_TESE.pdf: 2326336 bytes, checksum: d59b4b1968aa5a394e4f90ffa36135cc (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2018-01-25T11:49:52Z (GMT) No. of bitstreams: 1 TamyrisThaiseCostaDeSouza_TESE.pdf: 2326336 bytes, checksum: d59b4b1968aa5a394e4f90ffa36135cc (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-25T11:49:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TamyrisThaiseCostaDeSouza_TESE.pdf: 2326336 bytes, checksum: d59b4b1968aa5a394e4f90ffa36135cc (MD5) Previous issue date: 2017-10-11 / M?todos de recupera??o avan?ada de petr?leo s?o utilizados com o objetivo de aumentar a produtividade de reservat?rios nos quais, os m?todos convencionais s?o pouco eficientes, ou mesmo como alternativa inicial para produ??o. Dentre esses m?todos, existem os m?todos t?rmicos, misc?veis e qu?micos. A utiliza??o dos m?todos qu?micos de recupera??o avan?ada atua na altera??o de propriedades f?sico-qu?mica rocha/fluido, diminuindo a satura??o residual de ?leo e aumentando o deslocamento de ?leo no meio poroso. A inje??o de fluidos qu?micos, como solu??o de pol?mero, solu??o de tensoativo e microemuls?o, busca aumentar a viscosidade de fluido injetado, diminuir a tens?o interfacial e aumentar a miscibilidade entre o fluido injetado e o ?leo retido. Estudos nessa ?rea mostram que fluidos qu?micos s?o considerados uma alternativa eficaz na produ??o de petr?leo ap?s a utiliza??o de ?gua ou g?s como fluido de inje??o. Neste trabalho foi avaliado a utiliza??o de fluidos qu?micos (solu??o de tensoativo e microemuls?o) na recupera??o avan?ada de petr?leo (EOR) com a Ultramina NP200 como tensoativo. Os sistemas microemulsionados foram compostos por: Ultramina NP200; n-Butanol; querosene e ?gua de abastecimento local. Os sistemas microemulsionados (SM) foram caracterizados por medidas de di?metro de part?cula, tens?o superficial, tens?o interfacial e viscosidade. Nos testes de EOR, avaliou-se a influ?ncia da concentra??o de tensoativo injetado e a forma como a tens?o superficial, interfacial e a viscosidade influenciam na recupera??o de ?leo cru (29? API). A utiliza??o de solu??o de Ultramina NP200 conseguiu aumentar a capacidade de deslocamento de petr?leo em rela??o a inje??o de salmoura. Por?m, a solu??o de tensoativo, apesar da alta concentra??o (25% m/m), obteve fator de recupera??o inferior quando comparado a microemuls?o, mesmo quando a concentra??o de mat?ria ativa ? baixa (1,0% - m/m). O fator de recupera??o aumentou com o aumento da concentra??o de tensoativo na microemuls?o, por?m esse crescimento foi significativo para a inje??o de SM com at? 6% (m/m) de tensoativo. Observou-se tamb?m que ? poss?vel alcan?ar resultados satisfat?rios de recupera??o injetando menores quantidades microemuls?o, seguida de inje??o de salmoura. A utiliza??o do sistema microemulsionado com 6% tensoativo (SM4) com vaz?o de 0,5 mL/min, chegou a recupera??o do ?leo in place de 24,1% (%OOIPA) e recupera??o total de 77,2% (%OOIPT). Na avalia??o econ?mica, foi observado que a utiliza??o de pequenos volumes de microemuls?o, com maior concentra??o de tensoativo, pode resultar em um projeto mais vi?vel, mediante an?lise do pre?o do barril de petr?leo. No cen?rio atual (50 USD/bbl) ? poss?vel alcan?ar uma taxa interna de retorno (TIR) de 27% por inje??o e 0,5Vp de SM3 e 2,5Vp de salmoura. / 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 (29? 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.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-01-10T12:38:20Z No. of bitstreams: 1 AnaPaulaJustinoSoares_TESE.pdf: 2174721 bytes, checksum: fe3b7e218d94b342d0872ff92d4d7bc9 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-01-11T13:02:59Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AnaPaulaJustinoSoares_TESE.pdf: 2174721 bytes, checksum: fe3b7e218d94b342d0872ff92d4d7bc9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-01-11T13:02:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnaPaulaJustinoSoares_TESE.pdf: 2174721 bytes, checksum: fe3b7e218d94b342d0872ff92d4d7bc9 (MD5) Previous issue date: 2016-05-24 / Ag?ncia Nacional do Petr?leo - ANP / Buscando otimizar as t?cnicas de produ??o de petr?leo, tanto em efici?ncia, quanto em custo operacional, a molhabilidade do reservat?rio, propriedade que afeta diretamente a produ??o de ?leo, desempenha um papel importante nos v?rios processos de recupera??o de petr?leo utilizados. Baseado neste contexto, este trabalho estudou a influ?ncia da invers?o na molhabilidade da rocha na produ??o e recupera??o de petr?leo de reservat?rios carbon?ticos, utilizando solu??o de tensoativo, sistemas microemulsionados e sistemas microemulsionados com adi??o de pol?mero. Foram utilizados diferentes sistemas rocha-fluidos, escolhidos de forma a permitir diferenciar entre os efeitos relativos ? redu??o na tens?o interfacial e altera??o na molhabilidade ?leo-?gua. Foi escolhido um tensoativo cati?nico, o brometo de cetiltrimetilam?nio (C16TAB) e avaliadas duas das principais propriedades do tensoativo, concentra??o micelar cr?tica e ponto de Krafft, e todos os sistemas obtidos foram caracterizados atrav?s de medidas de tamanho de got?cula, tens?o superficial e interfacial e viscosidade. A modifica??o da molhabilidade da rocha foi avaliada principalmente por medidas de ?ngulo de contato, por?m para alguns sistemas foram realizados tamb?m os testes de embebi??o espont?nea. Os sistemas com o maior potencial, de acordo com os resultados das caracteriza??es e mudan?a na molhabilidade da rocha de molh?vel ao ?leo para molh?vel a ?gua, foram aplicados no simulador de reservat?rios para que fosse poss?vel quantificar os efeitos da utiliza??o desses sistemas nas propriedades da rocha e dos fluidos nela contidos. Os melhores resultados de recupera??o foram alcan?ados quando se utilizou a microemuls?o polim?rica, conseguindo recuperar at? 95% do petr?leo. / In order to optimize the oil production techniques, both in efficiency and in operating costs, the wettability of the reservoir, a property that directly affects the oil production, plays an important role in various advanced oil recovery processes. In this context, this thesis studied the influence of the inversion of the wettability of the rock in the production and recovery of carbonate reservoirs using surfactant solution, microemulsion systems and microemulsion systems with added polymers. Different systems were used (rock-fluid), which were chosen to elucidate the relative effects of the reduction in interfacial tension and changes in oil-water wettability. A cationic surfactant has been chosen, cetyltrimethylammonium bromide (C16TAB), and two important surfactant properties were evaluated, critical micelle concentration and the Krafft point, and all systems were characterized by droplet size measurements, surface and interfacial tension, and viscosity. The modification of rock wettability was primarily evaluated by contact angle measurements, however for some systems tests of spontaneous imbibition were also carried out. Systems with the highest potential, in accordance with the results of the characterizations and change in wettability of wet-oil to wet-water, were applied to the reservoir simulator to make it possible to quantify the effects of the use of such systems in the rock properties and the fluid contained therein. The best recovery results were achieved when using the polymeric microemulsion, obtaining recovery up to 95% of the oil.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-03-27T16:22:07Z No. of bitstreams: 1 MarcellSantanaDeDeus_DISSERT.pdf: 1959225 bytes, checksum: 9aade90da1903b4271cccf44646e9381 (MD5) / Approved for entry into archive by Monica Paiva (monicalpaiva@hotmail.com) on 2017-03-27T16:27:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MarcellSantanaDeDeus_DISSERT.pdf: 1959225 bytes, checksum: 9aade90da1903b4271cccf44646e9381 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-27T16:27:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcellSantanaDeDeus_DISSERT.pdf: 1959225 bytes, checksum: 9aade90da1903b4271cccf44646e9381 (MD5) Previous issue date: 2015-07-31 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico (CNPq) / Os reservat?rios de petr?leo possuem, na ?poca da sua descoberta, uma energia inicial, chamada de energia prim?ria. Quando a energia natural do reservat?rio n?o ? mais suficiente para fazer com que o ?leo escoe para os po?os, ainda h? um grande volume de ?leo retido no mesmo, portanto, para que esse volume chegue ? superf?cie, ? necess?ria a aplica??o de m?todos visando aumentar a produtividade do campo. Esses m?todos s?o denominados de M?todos de Recupera??o. Existem duas classes de m?todos de recupera??o: convencionais e especiais ou avan?ados. A utiliza??o de tensoativos e seus sistemas se enquadram na classe de m?todos de recupera??o avan?ada, sendo considerada uma alternativa eficiente dentre os m?todos atualmente aplicados. Os processos de produ??o de petr?leo e g?s geram grandes volumes de res?duos l?quidos, ?guas residuais ou ?gua produzida, que cont?m v?rios componentes org?nicos e inorg?nicos, e a sua descarga sem tratamento pode poluir o solo e as ?guas da superf?cie e do subsolo. Este trabalho tem como objetivo avaliar a viabilidade da utiliza??o da ?gua produzida como fase aquosa de sistemas de microemuls?o e sua aplica??o como m?todo de recupera??o avan?ada em reservat?rio carbon?tico. Foram obtidos diferentes sistemas microemulsionados com e sem ?gua produzida e realizadas as suas caracteriza??es (reologia, tens?o superficial e densidade). A rocha carbon?tica utilizada foi caracterizada por (microscopia eletr?nica de varredura, fluoresc?ncia de raios-X, difra??o de raios-X e termogravimetria). Para os ensaios de recupera??o foram utilizadas dois pontos de microemuls?o (micela direta e bicont?nua), variando a fase aquosa entre ?gua produzida sint?tica e ?gua de torneira. Os resultados obtidos apresentaram recupera??es de ?leo in place em torno de 90%, concluindo assim que o uso da ?gua produzida como fase aquosa da microemuls?o n?o prejudica a recupera??o e n?o reduz a efici?ncia do processo.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-08-16T22:25:59Z No. of bitstreams: 1 GilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf: 5929995 bytes, checksum: a36bb4fc00b8498bf0fbb8727e65d0ec (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-08-23T21:46:54Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf: 5929995 bytes, checksum: a36bb4fc00b8498bf0fbb8727e65d0ec (MD5) / Made available in DSpace on 2016-08-23T21:46:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf: 5929995 bytes, checksum: a36bb4fc00b8498bf0fbb8727e65d0ec (MD5) Previous issue date: 2016-04-29 / A prov?ncia pr?-sal ? composta por grandes acumula??es de ?leo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial, uma realidade que coloca o Brasil em uma posi??o estrat?gica frente ? grande demanda de energia mundial. Nessa prov?ncia encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos ?ltimos dez anos; as ?reas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes superiores a 8 bilh?es de barris de ?leo recuper?veis. Para desenvolver e otimizar a produ??o desses campos, foi feito um estudo para escolha dos m?todos de recupera??o avan?ada, tendo como principais motiva??es a presen?a do di?xido de carbono (CO2) como contaminante e a decis?o estrat?gica de n?o o descartar, combinada ? alta RGO (raz?o g?s-?leo) do fluido do reservat?rio. O m?todo deveria tirar vantagem dos ?nicos recursos abundantes: a ?gua do mar e o g?s produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na inje??o alternada de ?gua e g?s (WAG) passou a ser visto como uma boa op??o. Nessa disserta??o, foi desenvolvido um modelo de reservat?rio com caracter?sticas do pr?-sal brasileiro, sendo aplicado o m?todo de recupera??o avan?ada de inje??o alternada de ?gua e g?s. O potencial de produ??o desse reservat?rio foi analisado por meio de par?metros como: fluido que inicia o processo de inje??o, posi??o das completa??es dos po?os injetores, bem como vaz?es de inje??o de ?gua e de g?s e o tempo de ciclo de cada fluido injetado. Os resultados mostraram um bom desempenho do m?todo WAG-CO2 misc?vel, com ganhos de at? 26% no FR com rela??o a recupera??o prim?ria, j? a aplica??o da inje??o de ?gua e de g?s, de maneira individual, n?o foi capaz de superar o patamar de 10% de ganho. O par?metro de maior influ?ncia nos resultados foi o tempo de ciclo, com maiores valores de FR obtidos com a utiliza??o dos menores tempos. / The pre-salt province is composed by large amounts of light oil and with good quality, a reality that puts Brazil in a strategic position facing the great demand for energy worldwide. In this province are the largest discoveries in the world in the last ten years; areas as Libra, Franco and Lula field, everyone containing volumes greater than 8 billion recoverable oil barrels. To develop and optimize the production of these fields, a study was done for choosing the improved oil recovery methods. The main motivations were the presence of carbon dioxide (CO2) as a contaminant and the strategic decision of do not discard it, combined with high GOR (gas-oil ratio) of the reservoir fluid. The method should take advantage of the unique abundant resources: seawater and produced gas. This way, the process of matching these resources in the water alterning gas injection (WAG) became a good option. In this master?s dissertation, it was developed a reservoir model with average characteristics of the Brazilian pre-salt, where was applied the improved oil recovery method of water alternating gas. The production of this reservoir was analyzed by parameters as: the first fluid injected in the injection process, position of the injection wells completion, injection water and gas rate and cycle time. The results showed a good performance of the method, with up to 26% of gains in the recovery factor regarding the primary recovery, since the application of water injection and gas, individually, was not able to overcome 10 % of gain. The most influential parameter found in the results was the cycle time, with higher recovery factor values obtained with the use of shorter times.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnaPJS_DISSERT.pdf: 3475683 bytes, checksum: 0a1aca9ea1cc67fdf9f54a968369acd0 (MD5) Previous issue date: 2012-02-08 / The large investment in exploration activities offshore Brazil has generated new findings, generally in carbonate reservoirs, with different wettability conditions usually considered in the sandstone, strongly water-wet. In general, the carbonates reservoirs tend to be oil-wet, it difficult to mobilize of oil these reservoirs. These oils can be mobilized by different methods, or it may reverse the wettability of the surface of the reservoir and facilitate the flow of oil, improving production rates. Thus, the objective of this work was to study the influence of inversion on the wettability of the rock in the production and recovery of petroleum from carbonate reservoirs, using microemulsions. Three systems were chosen with different classes of surfactants: a cationic (C16TAB), an anionic (SDS) and nonionic (Unitol L90). Studies of the influence of salinity on the formation of the microemulsion as well as the characterization of fluids using density and viscosity measurements were also performed. To verify the potential of microemulsion systems in changing the wettability state of the chalk oil-wet to water-wet, contact angle measurements were performed using chalk of neutral-wet as surface material. Overall, with respect to the ionic character of the surfactants tested, the cationic surfactant (C16TAB) had a greater potential for reversal in wettability able to transform the rock wettability neutral to strongly water-wet, when compared with the anionic surfactant (SDS) and nonionic (Unitol L90), which showed similar behavior, improving the wettability of the rock to water. The microemulsions of all surfactants studied were effective in oil recovery, resulting in 76.92% for the system with C16TAB, 67.42% for the SDS and 66.30% for Unitol L90 of residual oil / O grande investimento em atividades explorat?rias no mar brasileiro tem gerado novas descobertas, geralmente em reservat?rios carbon?ticos, com condi??es de molhabilidade diferentes das usualmente consideradas em reservat?rios aren?ticos, fortemente molh?veis ? ?gua. De uma maneira geral, os reservat?rios carbon?ticos tendem a ser molh?veis ao ?leo, dificultando a mobiliza??o do ?leo no reservat?rio. Esses ?leos podem ser mobilizados por diferentes m?todos, ou ainda, pode-se inverter a molhabilidade da superf?cie do reservat?rio e facilitar o escoamento do ?leo, melhorando os ?ndices de produ??o. Desta forma, o objetivo deste trabalho foi estudar a influ?ncia da invers?o na molhabilidade da rocha na produ??o e recupera??o de petr?leo de reservat?rios carbon?ticos, utilizando sistemas microemulsionados. Foram escolhidos tr?s tensoativos de classes diferentes: um cati?nico (C16TAB), um ani?nico (SDS) e um n?o-i?nico (Unitol L90). Estudos da influ?ncia da salinidade na forma??o da microemuls?o, bem como a caracteriza??o dos fluidos atrav?s de medidas de densidade e viscosidade, tamb?m foram realizados. Para verificar o potencial dos sistemas microemulsionados em alterar a molhabilidade da rocha carbon?ticas de molh?vel ao ?leo para molh?vel a ?gua, medidas de ?ngulo de contato foram realizadas utilizando calc?rio de molhabilidade neutra como material de superf?cie. Pode-se observar, com rela??o ao car?ter i?nico dos tensoativos testados, que o tensoativo cati?nico (C16TAB) apresentou um potencial maior de invers?o na molhabilidade conseguindo transformar a rocha de molhabilidade neutra para fortemente molh?vel ? ?gua, quando comparado aos demais tensoativos, ani?nico (SDS) e n?o-i?nico (Unitol L90), que apresentaram comportamento semelhante entre eles, melhorando tamb?m a molhabilidade da rocha ? ?gua, mas em menor intensidade. As microemuls?es de todos os tensoativos estudados mostraram-se efetivas na recupera??o de petr?leo, obtendo-se 76,92% para o sistema com C16TAB, 67,42% para o SDS e 66,30% para o Unitol L90 de recupera??o do ?leo residual in place

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-01-13T12:25:48Z No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-01-23T13:23:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-01-23T13:23:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) Previous issue date: 2016-03-14 / A explora??o de reservas de hidrocarbonetos pesados e extrapesados ? de interesse primordial para muitas companhias de petr?leo, uma vez que, a magnitude desses recursos representa parte da energia mundial. A produ??o de ?leo pesado, a partir de dep?sitos subterr?neos, ? complexa, at? mesmo sob as melhores circunst?ncias, devido principalmente ? elevada viscosidade do ?leo. Para melhor desenvolver o processo de produ??o, tornando-o eficiente, de maneira que os fluidos que n?o seriam produzidos consigam chegar ? superf?cie, foram desenvolvidos m?todos de recupera??o convencionais e especiais, para obten??o de um maior fator de recupera??o e, consequentemente, uma maior lucratividade na opera??o de explota??o dessas jazidas. Para reduzir a alta viscosidade e as elevadas tens?es interfaciais, foram desenvolvidos os m?todos t?rmicos. Nesse trabalho, simulou-se a inje??o continua de vapor, com po?os injetores verticais e horizontais, para desenvolver um reservat?rio com caracter?sticas do Nordeste brasileiro, de ?leo pesado, atrav?s da condu??o dos fluidos produzidos com po?o horizontal. Foram feitas an?lises t?cnicas e econ?micas dos modelos que diferiam quanto ?s suas restri??es e arranjos estruturais do sistema. Na configura??o horizontal se observou a influ?ncia da vaz?o de inje??o, da dist?ncia vertical e da dist?ncia lateral sobre o fator de recupera??o. Na configura??o vertical se analisou a influ?ncia da vaz?o de inje??o, da completa??o dos injetores, da dist?ncia lateral e da quantidade de po?os injetores sobre o fator de recupera??o. Diante dos modelos proposto, analisou-se a produ??o acumulada de ?leo, o Volume Poroso Injetado, a forma??o das c?maras de vapor e o Valor Presente L?quido. Tecnicamente, os modelos em que se injetou vapor com po?os verticais obtiveram maior fator de recupera??o de ?leo, j? os modelos horizontais se sobressa?ram economicamente. / The reserves exploration of heavy and extra heavy hydrocarbon is of prime interest to many oil companies, since the magnitude of these resources the magnitude of these resources still stands out on the global and Brazilian energy matrix. The production of heavy oil, from the underground deposits is complex, even on the best of circumstances, mainly due to the high viscosity of the oil. To further develop the process of production, making it efficient, so that the fluids that would not be produced get to reach the surface, complementary recovery methods and advanced were developed to obtain a higher recovery factor and, hence, greater profitability in operation exploitation of these deposits. To combat the high viscosity and high interfacial tensions, thermal methods were developed. In this work, the steam injection continues was simulated in vertical and horizontal injection wells, to develop a reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast of heavy oil, by conducting fluid produced with horizontal well. Technical and economic analyzes were made of the models that differ in their structural constraints and system arrangements. In horizontal configuration was observed the influence of the injection flow, of the vertical distance and of the lateral distance over the recovery factor. In vertical configuration was analyzed the influence of the injection flow, of the injection wells completion, of the lateral distance and the amount of injection wells over the recovery factor. Faced the proposed models, was analyzed the cumulative oil production, the Pore Volume Injected, the formation of steam chambers and the Net Present Value. Technically, the models in which steam is injected with vertical wells had higher recovery factor of oil, since the horizontal models stood out economically.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-10T16:44:41Z No. of bitstreams: 1 ZildianyIbiapinaMeneses_TESE.pdf: 5538896 bytes, checksum: aeb6e8b7a1071f0fe7d56cd5089c7e65 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-02-10T21:58:03Z (GMT) No. of bitstreams: 1 ZildianyIbiapinaMeneses_TESE.pdf: 5538896 bytes, checksum: aeb6e8b7a1071f0fe7d56cd5089c7e65 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-10T21:58:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ZildianyIbiapinaMeneses_TESE.pdf: 5538896 bytes, checksum: aeb6e8b7a1071f0fe7d56cd5089c7e65 (MD5) Previous issue date: 2016-05-23 / As nanoemuls?es s?o sistemas geralmente compostos por tensoativos, fase aquosa e fase oleosa. Podem variar de acordo com a composi??o, tamanho das got?culas dispersas, aspecto, aplica??es, dentre outros. Apresentam got?culas dispersas em escala nanom?trica, estabilidade cin?tica e aspecto transparente a transl?cido. Dentre suas vantagens, destaca-se a maior superf?cie de contato devido ao tamanho das got?culas dispersas, associado ? menor quantidade de mat?ria ativa. Este trabalho prop?e produzir novas nanoemuls?es atrav?s da dilui??o de microemuls?o com sua fase aquosa ou com fase aquosa polim?rica salina, e aplica??o na recupera??o de petr?leo em rochas carbon?ticas. A microemuls?o precursora ? composta por tensoativos ani?nico e n?o i?nico (UNT-L90 e sab?o base), cotensoativo (n-butanol), fase oleosa (querosene) e fase aquosa (solu??o de NaCl a 3,50%). Os sistemas nanoemulsionados foram estudados em rela??o ao percentual de tensoativos (1,00%, 1,25%, 2,00%, 2,50%, 5,00% e 7,00%) e ? presen?a de pol?meros (ani?nico e cati?nico, a 0,08%). Os sistemas propostos neste estudo foram caracterizados usando as seguintes t?cnicas: tamanho de got?cula, turbidez, tens?o superficial, tens?o interfacial, condutividade el?trica, pH, ?ndice de refra??o, densidade, reologia e SAXS. A microemuls?o e as nanoemuls?es, sem pol?mero, foram caracterizadas como fluidos Newtonianos, enquanto as nanoemuls?es polim?ricas como fluidos pseudopl?sticos. A microemuls?o foi termodinamicamente est?vel, transparente e com got?culas monodispersas, com 11,8 nm de di?metro. Os sistemas nanoemulsionados foram metaest?veis, com got?culas variando de 16,80 nm a 61,40 nm. Os sistemas microemulsionado e nanoemulsionados apresentaram micelas diretas do tipo ?miolo-casca? em seu interior. A microemuls?o e algumas nanoemuls?es estudadas foram utilizadas na recupera??o avan?ada de petr?leo, aplicadas a um reservat?rio carbon?tico contendo ?leo leve. Os melhores resultados foram de 99,56% e 75,18% de extra??o do ?leo remanescente, para a microemuls?o e nanoemuls?o, respectivamente; com recupera??es totais de ?leo original de 99,73% e 83,28%. O efeito sin?rgico entre o meio salino, micelas e pol?mero favoreceu a recupera??o de ?leo com as nanoemuls?es; cujo melhor resultado foi obtido com a NanoD2, composta por 2,50% de tensoativos, 3,50% de NaCl e 0,08% do pol?mero AN 934 PWG; embora as propriedades da rocha tamb?m tenham influ?ncia. O trabalho mostrou que nanoemuls?es e microemuls?es podem ser alternativas vi?veis para aplica??o em recupera??o avan?ada de petr?leo. / Nanoemulsions are systems generally composed by surfactant, aqueous phase and oil phase. These systems may vary according to their composition, size of dispersed droplets, appearance, applications, among others. They have nano-scale dispersed droplets, kinetic stability and an appearance from transparent to translucent. Among their advantages, it may be highlighted the large contact surface, due to the size of the dispersed droplets, associated with smaller amount of active matter. This research proposes the production of new nanoemulsions, through the dilution of microemulsion, with its aqueous phase or with saline polymeric aqueous phase, and their use to recover oil in carbonate rocks. The precursor microemulsion is composed of nonionic and anionic surfactants (UNT-L90 and soap base), cosurfactant (n-butanol), oil phase (kerosene) and aqueous phase (NaCl solution at 3.50%). The nanoemulsionated systems were studied based on the percentage of surfactants (1.00%, 1.25%, 2.00%, 2.50%, 5.00% and 7.00%) and on the presence of polymers (anionic and cationic, at 0.08%). The proposed systems were characterized by using the following techniques: droplet size, turbidity, surface tension, interfacial tension, electrical conductivity, pH, refractive index, density, rheology, and SAXS. The microemulsion and the nanoemulsions, without polymers, were characterized as Newtonian fluids, while the polymeric nanoemulsions were characterized as pseudoplastic fluids. The microemulsion was thermodynamically stable, transparent and had monodispersed droplets with a diameter of 11.80 nm. The nanoemulsionated systems were metastable, with droplets ranging from 16.80 nm to 61.40 nm. The microemulsionated and nanoemulsionated systems presented direct micelles, with a core-shell inner type. The microemulsion and some studied nanoemulsions were applied as an enhanced oil recovery method, through carbonate rocks containing light oil. The best results extracted 99.56% and 75.18% of the remaining oil, for the microemulsion and nanoemulsion, respectively, with total oil recovery of 99.73% and 83.28%. The synergic effect among saline medium, micelles and polymer favored the oil recovery with nanoemulsions; whose best result was obtained by NanoD2, composed of 2.50% surfactants, 3.50% NaCl and 0.08% of the AN 934 PWG polymer; although the rock properties also influences the process. The work showed that nanoemulsions and microemulsions can be viable alternatives for application in enhanced oil recovery.