Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-03-28T19:23:20Z No. of bitstreams: 1 JessicaEmanuelaDeAraujoFernandes_TESE.pdf: 2514876 bytes, checksum: 124c4f78a98f40c9e466558c72113259 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-03-29T00:13:38Z (GMT) No. of bitstreams: 1 JessicaEmanuelaDeAraujoFernandes_TESE.pdf: 2514876 bytes, checksum: 124c4f78a98f40c9e466558c72113259 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-29T00:13:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JessicaEmanuelaDeAraujoFernandes_TESE.pdf: 2514876 bytes, checksum: 124c4f78a98f40c9e466558c72113259 (MD5) Previous issue date: 2016-04-25 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / Neste trabalho foram sintetizados dois tensoativos cati?nicos cloreto de dodecilam?nio (DAC) e cloreto de N,N-dietildodecilam?nio (NNDAC) para investigar sua capacidade de alterar a molhabilidade de rochas carbon?ticas atrav?s do tratamento com sistemas micelares ou microemulsionados. A caracteriza??o destes compostos foi feita atrav?s de espectroscopia de infravermelho, ponto de fus?o e valores de concentra??o micelar cr?tica (c.m.c.). Os sistemas microemulsionados foram escolhidos de maneira a contemplar pontos ricos em mat?ria ativa, fase aquosa e fase oleosa e caracterizados por di?metro de got?cula, tens?o superficial, densidade e viscosidade. Os substratos calc?rio e carbonato de c?lcio utilizados foram caraterizados por espectroscopia de infravermelho por transformada de Fourier (FTIR), an?lise t?rmica (TG), difra??o de raios X (DRX) e fluoresc?ncia de raios X (FRX). Os sistemas microemulsionados preparados com DAC e caracterizados por micelas esf?ricas apresentaram menores di?metros de got?cula se comparados com os mesmos sistemas para o NNDAC, com valores entre 100 e 225 nm para o primeiro tensoativo e na faixa de 500 a 980 nm para o segundo tensoativo. O efeito salino proporcionou a redu??o das intera??es eletrost?ticas entre as cabe?as das mol?culas de tensoativo, ocasionando o empacotamento micelar com menor concentra??o e reduzindo os di?metros das part?culas. Os resultados de viscosidade e de tens?o superficial confirmaram os dados de tamanho de part?cula, j? que os sistemas com menores concentra??es de tensoativo apresentaram valores de viscosidade na faixa de 3 ? 4,5 cP, enquanto os sistemas com maiores concentra??es de mat?ria ativa, ou seja, que sugerem agregados estruturais maiores ? lamelas ? exibiram resultados entre 6,5 e 7,8 cP. A caracteriza??o dos substratos inorg?nicos mostrou a ocorr?ncia da fase calcita e a aus?ncia de subst?ncias ou contaminantes que comprometessem a rocha calc?ria utilizada. Os ensaios de molhabilidade mostraram que todos os tratamentos inverteram a molhabilidade da rocha carbon?tica de molh?vel ao ?leo para molh?vel ? ?gua, mas os menores valores de ?ngulo de contato foram obtidos ao trat?-la com os sistemas microemulsionados formados com o NNDAC em meio salino. Os sistemas microemulsionados caracterizados pela ocorr?ncia de lamelas foram os mais eficientes na diminui??o dos valores de ?ngulo de contato. J? os sistemas com micelas diretas promoveram menor modifica??o de molhabilidade. / In this work two cationic surfactants were synthesized, dodecylaminium chloride (DAC) and N, N-diethyldodecylaminium (NNDAC) to investigate their ability to change the of carbonate rock wettability with treatment with microemulsion systems. The surfactant characterization was carried out through infrared spectroscopy technique, melting point and critical micelle concentration values (c.m.c.). Microemulsions with high composition of active matter, aqueous and oily phase and phase were characterized by droplet diameter, surface tension, density and viscosity. The limestone and calcium carbonate used were characterised by Fourier Transform Infrared Spectroscopy, thermal analysis (TG), x-ray diffraction (XRD) and x-ray fluorescence (FRX). Microemulsion systems prepared with DAC and characterized as spherical micelles showed smaller droplet diameters compared with similar systems for the NNDAC, with values between 100 and 225 nm for the first surfactant and between 500 and 980 to the second. The salt effect caused the reduction of electrostatic interactions between the polar heads of surfactant molecules, causing the micelle packaging with lower concentration and reducing the diameters. Viscosity and surface tension results confirmed the particle size data. The systems with lower surfactant concentrations presented viscosity values in the range of 3-4.5 cP, while the systems with higher concentrations of active matter, i.e. that suggest larger structural aggregates - lamella - exhibited results between 6.5 and 7.8 cP. The characterization of inorganic substrates showed the occurrence of calcite phase and the absence of substances or contaminants that compromise the limestone used. The wettability tests showed that all treatments have reversed the carbonate rock wettability of oil wet to water wet, but the lower contact angle values were obtained through treatment with microemulsion systems formed with the NNDAC in saline media. Microemulsion systems characterized by the occurrence of lamella were the most effective to reduce the contact angle values while systems with direct micelle promoted smaller micelles wettability change.

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.

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 2017-02-10T16:44:41Z 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.