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dc.contributor.advisorDantas, Tereza Neuma de Castro-
dc.contributor.authorOliveira, Andrey Costa de-
dc.date.accessioned2016-09-21T19:26:52Z-
dc.date.available2016-09-21T19:26:52Z-
dc.date.issued2015-12-21-
dc.identifier2012960381pr_BR
dc.identifier.citationOLIVEIRA, Andrey Costa de. Avaliação da aplicação de microemulsão, nanoemulsão e solução de tensoativo na recuperação avançada de petróleo. 2015. 63f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Química do Petróleo), Instituto de Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2015.pr_BR
dc.identifier.urihttp://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/2885-
dc.description.abstractOne of the main reasons that led to the development of technologies for oil recovery is the low percentage of naturally produced oil, i.e. so that the oil well itself, by pressure differential, reaches the surface. Over time, the pressure that causes the oil reach the surface decreases, leaving much of the hydrocarbons in the well. Because of this, it is important to use conventional and advanced recovery methods. This study has as objective the application of surfactant, microemulsion and nanoemulsion as advanced method in order to remove as many as possible of the remaining oil in the reservoir. The surfactant used is nonionic and liquid. Tests were performed to determine the critical micelle concentration (c.m.c.). It was also done the ternary diagram, built with components: butanol, kerosene and distilled water. The microemulsion point to be applied was chosen in a stable region of Winsor IV and with a high percentage of the aqueous phase. The nanoemulsion was obtained from a microemulsion point, the method used was the infinite dilution. Once defined the microemulsion and nanoemulsion point to be worked, the systems (microemulsion, nanoemulsion and surfactant solution) were characterized by surface tension, interfacial tense, particle diameter, polydispersity, density and viscosity. Finally, the systems were applied to oil recovery tests to determine their effect on advanced recovery. The tests were done in a reservoir Simulator with controlled temperatures and pressures, where it was possible to calculate the percentage of the injected fluid recovery to move the oil impregnated in the pores of the rock and the efficiency of the ending offset. Because the characteristics of systems that determine the interactions occurring in the reservoir, was observed that the microemulsion had the best oil recovery, with 85% of oil recovered, followed by the nanoemulsion and surfactant solution, with 70% and 60% of oil recovered, respectively.pr_BR
dc.languagept_BRpr_BR
dc.publisherUniversidade Federal do Rio Grande do Nortepr_BR
dc.rightsopenAccesspr_BR
dc.subjectTensoativopr_BR
dc.subjectMicroemulsãopr_BR
dc.subjectNanoemulsãopr_BR
dc.subjectRecuperação avançada de petróleopr_BR
dc.subjectSurfactantpr_BR
dc.subjectMicroemulsionpr_BR
dc.subjectSurfactantpr_BR
dc.subjectMicroemulsionpr_BR
dc.subjectNanoemulsionpr_BR
dc.subjectAdvanced oil recoverypr_BR
dc.titleAvaliação da aplicação de microemulsão, nanoemulsão e solução de tensoativo na recuperação avançada de petróleopr_BR
dc.typebachelorThesispr_BR
dc.contributor.advisor-co1Tamyris Thaise Costa de Souzapr_BR
dc.contributor.referees1Soares, Ana Paula Justino-
dc.contributor.referees2Medeiros, Ana Catarina da Rocha-
dc.description.resumoUm dos principais motivos que levou ao desenvolvimento de tecnologias para recuperação de petróleo é a baixa porcentagem de petróleo produzido de forma natural, ou seja, de forma que o próprio reservatório, por diferencial de pressão, faça com que este óleo chegue a superfície. Pois, ao passar do tempo, essa pressão que faz com que o petróleo alcance a superfície diminui, deixando grande parte do hidrocarboneto ainda dentro do poço. Em virtude disto, faz-se uso dos métodos de recuperação convencional e avançado. Esse trabalho tem como objetivo a aplicação de tensoativo em solução, sistemas microemulsionados e nanoemulsionados, como método avançado, afim de retirar a maior quantidade possível do petróleo remanescente no reservatório. O tensoativo utilizado é comercial de caráter não iônico e o seu estado físico é liquido. Foi realizado ensaio para determinar a concentração micelar crítica (c.m.c.) deste. Também foi obtido diagrama pseudoternário, construído com os componentes: butanol (cotensoativo), tensoativo, querosene (fase óleo) e água (fase aquosa), onde o ponto de microemulsão a ser aplicado foi escolhido na região de Winsor IV e com elevado percentual de fase aquosa. A nanoemulsão foi obtida a partir de um ponto microemulsionado, pelo método de diluição infinita. Uma vez definido todos os sistemas (microemulsão, nanoemulsão e solução de tensoativo) a serem trabalhados, estes foram caracterizados por tensão superficial, tensão interfacial, diâmetro de partícula e índice de polidispersão, viscosidade e densidade, todos os ensaios a temperatura de 25ºC. Por fim, os sistemas foram aplicados a ensaios de recuperação de petróleo com o objetivo de determinar o seu efeito sobre a recuperação avançada. Os testes foram feitos em um simulador de reservatório com temperaturas e pressões controladas, onde foi possível calcular o percentual de recuperação do fluido injetado para deslocar o óleo impregnado nos poros da rocha e a eficiência do deslocamento final. Devido as características dos sistemas, que determinam as interações ocorridas no reservatório, observou-se que aquele que apresentou maior poder de deslocamento foi a microemulsão, 85% de óleo deslocado, seguido pela nanoemulsão e a solução de tensoativo alcançando 70% e 60% de recuperação total de petróleo, respectivamente.pr_BR
dc.publisher.countryBrasilpr_BR
dc.publisher.departmentQuímica do Petróleopr_BR
dc.publisher.initialsUFRNpr_BR
dc.subject.cnpqQuímica de Interfacespr_BR
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