Injeção de tensoativos e vapor visando ao aumento do fator de recuperação em campos de óleos pesados

• Ano de defesa: 2022
• Autor(a) principal: Araújo, Jefferson David Coutinho de
• Orientador(a): Dantas, Tereza Neuma de Castro
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
• Programa de Pós-Graduação: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Recuperação avançada; Injeção de vapor; Tensoativos; Óleo pesado
• Link de acesso: https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/47544

Os combustíveis fósseis predominam na matriz energética global. O petróleo corresponde à principal fonte energética sendo necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização dessas zonas de produção representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como objetivo aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga a aplicação de soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado – NP-10EO e NP-100EO) aliada à injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto à concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO (0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou maior recuperação de óleo que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional. Os combustíveis fósseis predominam na matriz energética global, pois o petróleo corresponde à principal fonte energética, sendo assim, necessário manter a produção em níveis capazes de suprir a demanda, que é estimada em 30% a mais até o ano de 2040 em comparação com 2010. Logo, o aumento do fator de recuperação de petróleo de um reservatório é uma meta essencial no setor petrolífero e, nesse sentido, metodologias alternativas e complementares têm sido desenvolvidas, a fim de permitir a explotação em reservatórios que não são mais considerados economicamente viáveis. A revitalização desses reservatórios representa o prolongamento da vida de produção, além de oferecer oportunidade significativa para a expansão das reservas mundiais. Dessa forma, esse trabalho tem como intuito aplicar dois métodos de recuperação avançada: método térmico e o químico, em particular a injeção de vapor e de tensoativo, para a recuperação de óleos pesados. O estudo experimental realizado investiga utilizar soluções de tensoativos não-iônicos (Nonilfenol Etoxilado - NP-10EO e NP-100EO) aliado a injeção de vapor em bancos, sendo utilizadas diferentes configurações de injeção: V (Vapor Convencional), SV (Tensoativo + Vapor) , VS (Vapor + Tensoativo) , SVS (Tensoativo + Vapor + Tensoativo) e SVA ( Tensoativo + Vapor + Água). Além de propor a otimização quanto a concentração de tensoativo utilizada. O tensoativo NP-100EO(0,5% m/m) combinado com o vapor apresentou resultados melhores no fator de recuperação que o vapor convencional (45,19%), destacando-se as configurações: SVS (65,06%) e SVA (65,88%). Além de apresentar menor capacidade de adsorção, o que potencializa a sua aplicação, uma vez que, a adsorção é um dos fatores que impactam a utilização do tensoativo na recuperação avançada de petróleo. Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de injeção de vapor e solução de tensoativo, logo a técnica pode impulsionar a revitalização de campos marginais, a fim de garantir o prolongamento da produção e estimular o desenvolvimento local e regional.