Recuperação avançada de petróleo utilizando a solução BIO-ASP como fluido de injeção

• Ano de defesa: 2024
• Autor(a) principal: Marques, Landson Soares
• Orientador(a): Santos, Luiz Carlos Lobato dos
• Banca de defesa: Silva, Ana Cristina Moraes da, Simonelli, George, Santos, Luiz Carlos Lobato dos, Lobato, Ana Katerine de Carvalho Lima, Oliveira, Olívia Maria Cordeiro de, Ferreira Júnior, José Mário, Cunha, Acto de Lima
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal da Bahia
• Programa de Pós-Graduação: Programa de Pós-Graduação em Engenharia Quimica (PPEQ)
• Departamento: Escola Politécnica
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: EOR; MEOR; ASP; Biossurfactante; Biopolímero
• Área do conhecimento CNPq: CNPQ::ENGENHARIAS; CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA; CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::PROCESSOS INDUSTRIAIS DE ENGENHARIA QUIMICA
• Link de acesso: https://repositorio.ufba.br/handle/ri/39269

O processo álcali-surfactante-polímero (ASP) envolve a injeção de uma solução aquosa contendo substâncias alcalinas, surfactantes e polímeros em um reservatório de petróleo para aprimorar a recuperação do óleo. Embora combine características de métodos miscíveis e injeção de polímeros, projetos ASP são frequentemente dispendiosos devido à complexidade dos compostos químicos utilizados. Alternativas como o MEOR (Melhoria Microbiana da Recuperação de Petróleo) apresentam características físicas e químicas semelhantes, permitindo aumentos comparáveis nas frações recuperadas. Este estudo se concentra em avaliar a eficiência de uma solução composta por álcali (carbonato de sódio), biossurfactante (surfactina) e biopolímero (goma xantana) (Bio-ASP) como fluido de recuperação avançada de petróleo. Antes da fase experimental, a prospecção tecnológica mapeou o uso de fluidos contendo surfactantes, polímeros, biossurfactantes, biopolímeros e soluções ASP em processos de EOR (Enhanced Oil Recovery). Os experimentos utilizaram um suporte de núcleo com amostras de rocha da formação Botucatu, simulando reservatórios com permeabilidade média de 348 mD e temperatura de 60 ºC. O petróleo bruto foi obtido do campo de Carmópolis, com 25,72 ºAPI. Água de produção sintética foi injetada para saturar amostras de rocha e recuperar óleo na etapa secundária. Os testes avaliaram a influência das concentrações dos compostos, da tensão interfacial e da viscosidade na recuperação de óleo. Os fatores de recuperação de óleo na etapa secundária variaram entre 30-36% do OOIP (Original oil in place), dentro da faixa relatada na literatura. A composição ótima do fluido Bio-ASP alcançou uma fração recuperada de óleo de 63,15% na etapa avançada. De acordo com a prospecção tecnológica, a combinação de álcali com biossurfactante e biopolímero se caracteriza como um fluido inovador para processos de EOR. Portanto, este estudo é essencial para investigar a eficácia de cada composto na recuperação avançada de petróleo, tornando-o atrativo para possíveis aplicações em escala real.