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Title: Avaliação da influência da vazão de injeção de sistemas microemulsionados na recuperação avançada de petróleo aplicada a reservatórios areníticos
Authors: França, Alef Amiel de Moraes
Keywords: EOR;Microemulsão;Tensoativo;Petróleo
Issue Date: 3-Dec-2018
Publisher: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Citation: FRANÇA, Alef Amiel de Moraes. Avaliação da influência da vazão de injeção de sistemas microemulsionados na recuperação avançada de petróleo aplicado a reservatórios areníticos. 2018. 44f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia de Petróleo) - Centro de Tecnologia. Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2018.
Portuguese Abstract: É fato que o petróleo é uma fonte de energia muito explorada, representando ainda 50% da matriz energética mundial, desta forma é grande a procura por hidrocarbonetos em reservatórios a centenas de metros abaixo da superfície para sua devida exploração. Entretanto, os reservatórios possuem baixo fator de recuperação, retendo boa parte do óleo, levando as empresas a investirem em metodologias que atuem na manutenção da energia do reservatório e que influenciem diretamente nas propriedades do óleo de se deslocar para o poço produtor, aumentando assim, o fator de recuperação. Os métodos químicos é uma das metodologias mais utilizadas na recuperação avançada com o objetivo de injetar fluido, como por exemplo, polímeros, tensoativos ou microemulsões na rocha reservatório. Cada componente interage de forma diferente com o petróleo ou com a rocha, sendo no aumento da eficiência de varrido a partir do aumento da viscosidade ou na redução da interação óleo e rocha (tensão interfacial), aumentando assim o deslocamento de óleo. Os sistemas microemulsionados são muito eficientes na indústria do petróleo, não só por diminuir as tensões interfaciais, mas também por diminuir os caminhos preferenciais. Desta forma, o presente trabalho consiste do desenvolvimento e aplicação de um sistema microemulsionado na recuperação avançada, composto por Ultramina Np 200 como tensoativo (T), n-Butanol como cotensoativo (C), querosene como fase oleosa (FO) e água de abastecimento local como fase aquosa (FA). A aplicação dos fluidos na etapa de EOR, foi observado que o aumento da vazão de injeção bem como a complexidade do fluido injetado aumenta a taxa de produção de petróleo proporcionando uma produção maior de óleo antecipadamente, garantindo a viabilidade deste método de recuperação avançada.
Abstract: Oil is a very exploited energy source, still accounting for 50% of the world's energy capacity, so there is a great demand for hydrocarbons in reservoirs hundreds of meters below the surface for exploitation. However, companies have recovered their stocks, recovering much of the oil, leading companies to invest in their reservoir energy retention methodologies and influences on the properties of the displaced oil for the good producer, thus successively the recovery. The methods are one of the most used methodologies in advanced transference with the objective of obtaining a fluid, such as polymers, surfactants or microemulsions in the reservoir rock. This component interacts for different natural oil with purity, but must on the sweep efficiency from the density of viscosity in reduction of the interchange of the oil and streaming, shall use the oil of oil. Microemulsion systems are very eficient in the petroleum industry, they are not as limited as the interfaces, but also by preferred paths. Thus, the present process consists in the development and application of a microemulsified system in the advanced recovery, composed of Ultramin Np 200 as surfactant (T), n-Butanol as a cosurfactant (C), kerosene as oily phase (FO) and water of local supply as aqueous phase (FA). The application of the fluids in the EOR, it was observed that the increase of the injection flow as well as the complexity of the injected fluid increases the rate of oil production, providing a greater production of oil in advance, guaranteeing the viability of this advanced recovery method.
URI: http://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/7792
Other Identifiers: 20170009599
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