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Aplicação de sistemas microemulsionados ácidos em acidificação de poços
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2011-07-04) Aum, Pedro Tupã Pandava; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783139Z0&dataRevisao=null; ; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; Rossi, Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira; ; http://lattes.cnpq.br/0103853142184734; Vale, Túlio Ytérbio Fernandes; ; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136
As operações de estimulação são operações realizadas com a finalidade de restaurar ou melhorar o índice de produção ou injeção dos poços. Dentre as operações de estimulação, destaca-se a operação de acidificação, que consiste na injeção de soluções ácidas na formação, com pressão abaixo da pressão de fratura da formação. A acidificação tem como principal objetivo remover danos causados nas etapas de perfuração e/ou workover, podendo ser realizada tanto em arenitos quanto em carbonatos. Um dos pontos mais críticos da operação de acidificação é o controle da reação ácido-rocha, pois a elevada velocidade da reação faz com que o ácido seja todo consumido na região próxima ao poço, fazendo com que o tratamento ácido não atinja a distância desejada. Dessa maneira, as regiões com dano podem não ser ultrapassadas. Este trabalho teve como objetivo obter sistemas microemulsionados estáveis às diferentes condições encontradas no campo de aplicação, avaliar a cinética de dissolução da calcita nesses sistemas, bem como, simular a injeção desses sistemas realizando ensaios em plugues. Utilizaram-se sistemas microemulsionados obtidos a partir dos tensoativos Renex 110, Unitol L90 e o OMS (óleo de mamona saponificado). Foram utilizandos o sec-butanol e o n-butanol como cotensoativos. Como componentes orgânicos foram utilizados o xileno e o querosene e como componente aquoso foram utilizadas soluções de HCl variando-se a concentração de 15-26,1%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados foram estáveis à temperaturas de até 100ºC, à concentrações elevadas de cálcio, à salinidade de até 35000 ppm e a concentrações de HCl de até 25%. A cinética de dissolução da calcita, ao utilizar os sistemas microemulsionados ácidos, foi até 14 vezes mais lenta quando comparada com a solução de HCl 15%. Os resultados da injeção dos sistemas ácidos mostraram que as microemulsões favorecem um fluxo mais distribuído com relação ao HCl 15%, bem como, formam canais mais longos, promovendo incrementos na permeabilidade dos plugues de 177 - 890%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados possuem potencial para aplicação em operações de acidificação de poços
Avaliação crítica de cenários de abandono de poços petrolíferos onshore do nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-04-29) Braga, Igor Pires de Melo; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; https://orcid.org/0000-0003-1324-9705; http://lattes.cnpq.br/2357217530716519; http://lattes.cnpq.br/4640735709137459; Martinelli, Antonio Eduardo; https://orcid.org/0000-0003-3885-9104; http://lattes.cnpq.br/0022988322449627; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Aum, Pedro Tupã Pandava
A produção de óleo e gás no Brasil remonta ao final do século XIX, com produção comercial sistemática a partir da segunda metade do século XX, sobretudo com a criação da Petrobras. Assim, milhares de poços de petróleo foram perfurados a partir dos anos 1950. Consequência disso é que esses poços têm muitos acima de 50 anos, podendo chegar a 70 anos, resultando poços com problemas de integridade mecânica e hidráulica. Nesse âmbito, o nordeste brasileiro possui milhares de poços de óleo e gás fechados, improdutivos seja por baixa produção, problemas de manutenção, decisão dos concessionários. Muitos estão fechados sem qualquer adaptação às recentes normas de abandono temporários do SGIP (Sistema de Gestão de Integridade de Poços) trazido pelo Regulamento ANP 46/2016, RANP-46/2016 como tem ocorrido nos principais campos do Nordeste brasileiro. A resolução 46 de 2016 da ANP passa a regulamentar os procedimentos para estabelecimento e implementação de um Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP), passa a existir novo regramento que baliza a maneira de como se abandona um poço de óleo e gás, buscando sempre o norte da estanqueidade, visando acima de tudo segurança às pessoas e respeito ao meio ambiente. Assim, os fluxos de hidrocarbonetos não desejados para a superfície ou entre zonas (formações) distintas gerarão forte responsabilização, no presente, para os concessionários, já que passam a vigorar modernas regulações baseadas em duplos conjuntos solidários de barreiras (CSBs) que visam tornar o poço tão ou mais íntegro que as (os) formações/reservatórios virgens. Com base no exposto, esse trabalho tem como objetivo principal apresentar um diagnóstico do nível de risco de integridade atual que milhares de poços do norte-nordeste podem representar para o ambiente terrestre, de acordo com método dado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo - IBP, caracterizando as ações que são necessárias para deixá-los conformes em termos de abandonos. Para tal, esse trabalho apresenta os recentes regramentos para abandonos onshore no Brasil, advindos também das melhores práticas internacionais no assunto. Faz-se um paralelo entre os antigos decretos ANP de 1997 e 2002, analisando-se as principais mudanças nas formas de conceber as intervenções de abandono, refletindo na profissionalização das práticas, disciplina operacional, segurança, e principalmente a busca pela economicidade. O dispêndio de tempo e de custo para se abandonar um poço em que se buscou a integridade mecânica ao longo de todo o ciclo de vida é consideravelmente menor.
Avaliação de dano em meios porosos decorrentes da reinjeção de água produzida
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-08-16) Araújo, Elayne Andrade; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Aum, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; https://orcid.org/0000-0002-3322-8517; http://lattes.cnpq.br/7106697546956681; Santos, Adriano dos; Deus, Katherine Carrilho de Oliveira; Sabadini, Edvaldo; Carvalho, Márcio da Silveira
O aumento na produção de petróleo tem proporcionado um incremento na geração de água produzida, que pode ser reutilizada como fluido de injeção em reservatórios de óleo para aumentar a recuperação de petróleo. No entanto, essa água contém gotículas de óleo, sólidos dispersos e dissolvidos, bactérias e outros contaminantes, que podem impactar negativamente a permeabilidade da formação na região próxima ao poço. Muitos estudos relatam uma redução na permeabilidade da rocha devido à retenção de gotículas de óleo emulsionado durante a reinjeção da água produzida, mas os mecanismos de dano à formação, causados por cada contaminante, ainda não são completamente compreendidos. Para uma análise acurada desses processos, é fundamental que as emulsões mantenham sua estabilidade durante o teste de injeção em meios porosos. Portanto, este trabalho teve como objetivo investigar a estabilidade dessas emulsões e propor uma nova abordagem para avaliar o impacto de cada componente na redução da permeabilidade das rochas. As emulsões foram preparadas variando a concentração de tensoativo (0,0025 a 0,0100 wt%), velocidade de agitação (9.000 a 21.000 rpm) e concentração de óleo (0,0050 a 0,0500 wt%). Posteriormente, os testes de coreflooding foram realizados em amostras de arenitos Berea com diferentes permeabilidades e emulsões com concentrações volumétricas de óleo variando de 0,01 a 0,05 wt%, avaliando a perda de permeabilidade em três estágios de injeção: (I) salmoura; (II) salmoura + tensoativo; (III) estágio II + óleo. Emulsões com tensões interfaciais superiores a 10,6 mN/m, permaneceram estáveis e unimodais ao longo do tempo analisado. Os testes de coreflooding mostraram que a injeção de salmoura resultou em uma redução na permeabilidade de 7% a 20% em rochas com permeabilidades, aproximadamente, de 20 mD e 120 mD, respectivamente. Em seguida, a injeção de tensoativo mostrou uma diminuição na permeabilidade, variando de 30% a 37% na primeira seção. Os testes com emulsões contendo concentrações de óleo de 0,05 wt% e 0,01 wt% provocaram uma redução para cerca de 65% da permeabilidade em rochas de baixa permeabilidade. Os danos provenientes da retenção de gotículas de óleo foram mais significativos em todos os cenários estudados, especialmente em rochas com baixa permeabilidade. Os resultados mostraram que os componentes da emulsão contribuíram para a redução da permeabilidade da rocha, ressaltando a importância de considerá-los para aprimorar a modelagem experimental e matemática do dano causado por diferentes mecanismos de redução da permeabilidade.
Blenda contendo cimento Portland Classe G e resíduo da produção de argamassa para cimentação de poços petrolíferos de altas temperaturas
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-03-14) Santiago, Rodrigo César; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; https://orcid.org/0000-0003-1324-9705; http://lattes.cnpq.br/2357217530716519; http://lattes.cnpq.br/6823966481089536; Martinelli, Antonio Eduardo; https://orcid.org/0000-0003-3885-9104; http://lattes.cnpq.br/0022988322449627; Gasparotto, Luiz Henrique da Silva; https://orcid.org/0000-0002-4711-393X; http://lattes.cnpq.br/2649423643904707; Araújo, Edson de Andrade; http://lattes.cnpq.br/8650473508622190; Aum, Pedro Tupã Pandava; https://orcid.org/0000-0002-2339-9865; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335
A exploração por novos campos de petróleo continua sendo fortemente uma busca constante, bem como o incremento de produção dos campos considerados maduros, para aumento das reservas e atendimento energético global crescente. Para isso, necessita-se de otimizações que contribuam para a redução de custos operacionais na perfuração de poços e que sejam mais sustentáveis, de modo a conciliar utilização de novas tecnologias ao mesmo tempo em que se garanta maior integridade dos poços construídos e menores impactos ambientais. Com os adventos tecnológicos, já é comum atingir cenários de reservatórios de petróleo e gás mais agressivos quando se trata principalmente em parâmetros como alta temperatura e alta pressão. Entretanto, nessas condições há maiores desafios a serem considerados, especialmente em relação ao projeto de cimentação, uma vez que em temperaturas superiores a 110 °C o cimento sofre modificações em sua hidratação, as quais tendem a favorecer a formação de fases com maior permeabilidade e provocando a retrogressão da sua resistência mecânica, tornando o cimento vulnerável ao isolamento hidráulico do poço e comprometendo a sua integridade. De outro lado, o setor industrial, de uma maneira geral, gera uma quantidade significativa de resíduos, muitos destes sem aplicações ou destinações adequadas. Como exemplo, a indústria de produção de argamassas gera um subproduto até então descartado e o objetivo desse trabalho é aplicar esse rejeito em pastas de cimento sujeitas às altas temperaturas e pressões dos poços de petróleo e gás no intuito de agregar valor através do desenvolvimento de uma blenda comercial a ser potencialmente utilizada na cimentação de poços como produto tecnologicamente eficiente e que proporcione a redução significativa do uso de cimento sem perdas nas propriedades exigidas, o que contribui também para a redução de custos e impactos ambientais. Os estudos foram conduzidos com a caracterização do resíduo utilizando as técnicas de difração de raios-X, análise granulométrica e análise de composição química, e as pastas foram formuladas com diferentes proporções da blenda resíduo + cimento em cenários de cura em condições de alta e baixa temperatura e pressão com posterior caraterização das fases formadas e ensaios tecnológicos de resistência à compressão, comparando os dados obtidos com os dados de pastas-padrão. Os resultados preliminares demonstram a potencialidade do uso da blenda de cimento com resíduo da argamassa em substituição aos produtos atualmente comercializados, favorecendo impactos positivos, sendo considerado um produto sustentável, conferindo propriedades mecânicas adequadas às solicitações operacionais e com um apelo ambiental que, ainda, pode gerar redução de custos na fabricação das pastas, facilitando a viabilidade de operações em diversos campos, com condições de alta temperatura e onde serão aplicadas técnicas de recuperação térmica.
Desenvolvimento de pastas leves contendo nanossílica para aplicação em poços petrolíferos de alta temperatura com baixo gradiente de fratura
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-02-28) Dantas, Carlos Augusto Leal; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; Gasparotto, Luiz Henrique da Silva; https://orcid.org/0000-0002-4711-393X; http://lattes.cnpq.br/2649423643904707; http://lattes.cnpq.br/9441310314387152; Aum, Pedro Tupã Pandava; Santiago, Rodrigo César
O cimento utilizado na operação de perfuração de poços de petróleo de alta temperatura precisa ser aditivado com sílica para evitar o processo de retrogressão da resistência mecânica da matriz cimentícia que ocorre a partir de 110 ºC, por formar produtos de hidratação deletérios ao cimento. Em poços com baixo gradiente de fratura, se faz necessário a utilização de pastas leves de cimento para evitar a ruptura da formação rochosa. Para isso utilizam-se aditivos estendedores, como a bentonita sódica, porém, sua utilização implica na redução da resistência à compressão do cimento. Nos últimos anos a adição da nanossílica em pastas de cimento tem sido amplamente estudada. Resultados promissores tais como aumento dos parâmetros reológicos, redução da porosidade e da permeabilidade e aumento da resistência à compressão tem sido publicados na literatura. Com base no exposto, este trabalho teve como objetivo o desenvolvimento de pastas leves contendo nanossílica para aplicação em poços petrolíferos de alta temperatura e baixo gradiente de fratura. Para isso, foram formuladas pastas de densidade 12,5; 13,0 e 13,5 lb/gal, variando a concentração de nanossílica, e pastas de referência com bentonita sódica, contendo 40% de sílica cristalina em todas as composições. As pastas foram caracterizadas por ensaios reológicos, estabilidade, resistência à compressão, Difração de Raios-X (DRX), Termogravimetria (TG) e Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV). Os sistemas considerados estáveis foram selecionados e submetidos à 41 °C e 14,7 Psi por 24 horas e 28 dias e, também, sob a condição de 180 ºC e 3000 Psi por 28 dias. Baseado nos resultados obtidos de reologia pôde-se constatar aumento nos valores dos parâmetros reológicos com o incremento da concentração de nanossílica. Nos testes de estabilidade e resistência à compressão verificou-se melhorias dos parâmetros com o incremento da concentração de nanossílica. Por fim, a nanossílica apresentou resultados promissores para aplicação como aditivo estendedor em cimentação de poços de petróleo de alta temperatura e baixo gradiente de fratura.
Desenvolvimento de sistemas microemulsionados retardados para aplicação na estimulação ácida em reservatórios carbonáticos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2020-06-16) Lucas, Cláudio Régis dos Santos; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Vale, Túlio Yterbio Fernandes; ; Santanna, Vanessa Cristina;
A necessidade de tornar poços de petróleo cada vez mais eficientes, especialmente em ambientes de alto custo de produção, leva ao contínuo desenvolvimento de novas tecnologias. Em dezembro de 2019, cerca de 67% da produção de petróleo do Brasil era advinda de poços em rochas carbonáticas do Pré-Sal. A acidificação da matriz é uma técnica de estimulação frequentemente empregada em carbonatos para aumentar a produção, através da formação de canais de alta condutividade ao redor do poço, wormholes. Diversas características interferem no processo de acidificação, como a anisotropia, heterogeneidade, saturação de óleo, e velocidade da reação efetiva entre o fluido de tratamento e a rocha, tornando sua aplicação complexa. Os sistemas microemulsionados, constituídos por estruturas auto-associativas termodinamicamente estáveis e com baixa tensão superficial, são capazes controlar a taxa de transferência de massa e, portanto, interferir em processos reativos. Esses tipos de sistemas já foram abordados em alguns estudos, entretanto é um campo ainda pouco explorado. Esse trabalho visa desenvolver sistemas microemulsionados ácidos do tipo óleo em água e testar suas aplicações na acidificação da matriz em carbonato. Os sistemas de tratamento utilizaram como tensoativo o ALKONAT-L100, cotensoativo o n-butanol, fase apolar o xileno e fase polar soluções aquosas de HCl 1,54 %(m/m), 8,27 %(m/m) e 15 %(m/m). Os sistemas de tratamento microemulsionados foram caracterizados quanto a turbidez, pH, diâmetro de gotícula, condutividade, tensão superficial e estabilidade térmica. Foram testadas diferentes rochas carbonáticas, e escolheu-se o carbonato Indiana, uma rocha padrão em estudos de acidificação, para representar os reservatórios carbonáticos nesse estudo. As rochas carbonáticas foram caracterizadas quanto a composição, porosidade, permeabilidade e reatividade em ácido. Para avaliar a interação dos fluidos de tratamento com carbonato Indiana foram realizados estudos, tais como, influência da concentração de HCl e do tipo de sistemas de tratamento no comportamento da molhabilidade e reatividade superficial. Estudou-se, através de análise estatística, a influência da concentração de ácido, temperatura e tempo de reação na velocidade de reação em diferentes condições. Para estudar a viabilidade técnica da utilização dos sistemas microemulsionados, foram realizados ensaios para produção de curvas de Pore Volume to Breakthrough (PVBT) e posterior análise da morfologia dos padrões de dissolução por Micro-CT e RMN. Os resultados mostraram que mesmo para altas concentrações de HCl foram formados sistemas microemulsionados, ricos em água e pobres em matéria ativa, termicamente resistentes (acima de 100 oC). Os sistemas de tratamento contendo tensoativos, em especial os microemulsionados, causaram um expressivo aumento da molhabilidade da rocha á água e redução na reatividade superficial, em relação às soluções ácidas sem tensoativo. A velocidade de reação dos sistemas que não continham tensoativos são basicamente limitados pela concentração de HCl, independe da saturação, ao passo que para sistemas contendo tensoativos, o fator tempo também é significante. Os resultados de Micro-CT e RMN mostraram morfologias de wormholes efetivos quando foram utilizados sistemas microemulsionados. Dessa forma, os resultados obtidos demonstram que os sistemas microemulsionados possuem eficiência e boas perspectivas de aplicação no retardo da reação ácido-rocha na estimulação ácida de matriz carbonática.
Influência da concentração polimérica em microesmulsões com álcali-surfactante-polímero (ASP) na recuperação avançada de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-08-30) Alves, Helton Gomes; Dantas, Tereza Neuma de Castro; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/4857065531411440; Dantas Neto, Afonso Avelino; http://lattes.cnpq.br/2174051551046465; Lucas, Cláudio Regis dos Santos; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; http://lattes.cnpq.br/3613318563806519; Aum, Pedro Tupã Pandava
O processo de recuperação avançada de óleo (Enhanced Oil Recovery - EOR) utilizando métodos químicos, dentre eles, sistemas químicos contendo Álcali, Surfactante e polímero (ASP), vem sendo amplamente investigado, devido a boa sinergia entre os três agentes químicos e por apresentar um incremento em torno de 20% no percentual de óleo in place recuperado. Nesse contexto, o presente trabalho tem como objetivo o estudo experimental de sistemas químicos microemulsionados, constituídos de óleo de coco saponificado (surfactante), Butan-1-ol (co-surfactante), querosene (fase oleosa), Na2CO3 (Álcali), água e diferentes porcentagens do polímero AH 912 SH, aplicados como método alternativo na EOR em rocha arenítica da formação sedimentar Botucatu. Os sistemas químicos foram caracterizados por análises de diâmetro de partícula, tensão superficial e viscosidade. Ensaios de reologia e de adsorção foram realizados com o objetivo de avaliar sua influência na recuperação de petróleo. Os testes de fluxo em meio poroso foram realizados em um sistema de confinamento que simula as condições de um reservatório de petróleo, utilizando plugs de rocha arenítica com permeabilidade na faixa de 15,70 mD a 27,66 mD e petróleo proveniente da Bacia Potiguar do campo de Ubarana. Os tamanhos de gotículas apresentaram valores característicos de agregados micelares, com dimensão máxima de 2,63 nm. A tensão superficial apresentou elevação com o aumento da porcentagem de polímero nos sistemas. Os testes de recuperação avançada utilizando os sistemas químicos apresentaram eficiências de deslocamento de petróleo com valores diretamente proporcionais ao aumento da viscosidade dos sistemas químicos ASP. O sistema com maior percentual de polímero obteve melhor percentual de óleo deslocado (99,63%), resultando na maior eficiência de deslocamento total (79,12%). Também foi observado que é possível obter resultados satisfatórios (99,34% de OOIPt e 63,10% de Eda) de recuperação injetando menores volumes do sistema químico SASP4, combinado com injeção de salmoura. Este estudo mostrou o potencial dos sistemas químicos ASP microemulsionados na recuperação de óleo.
Injeção de vapor e sistemas micro/nanoemulsionados para recuperação de óleo pesado em reservatórios areníticos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-06-16) Oliveira, Gregory Vinicius Bezerra de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/5656895709723231; Gurgel, Antonio Robson; Aum, Pedro Tupã Pandava; Souza, Tamyris Thaise Costa de
A produção dos campos terrestres de óleos pesados do Nordeste brasileiro encontra-se em forte declínio, necessitando da aplicação de métodos de recuperação avançada para reverter essa tendência. Para estes campos a injeção de vapor é amplamente utilizada, porém, em estágios avançados de injeção, apresenta uma baixa eficiência em detrimento de baixas produções. Neste caso, o uso de métodos químicos associado ao vapor pode levar a um acréscimo na recuperação de óleo devido à redução das propriedades interfaciais. Além disso, o alto volume de água produzida nos campos terrestres apresenta-se como problema significativo devido ao alto custo para o seu tratamento. Com isso, o presente estudo objetiva desenvolver e caracterizar soluções de micro e nanoemulsões, utilizando água produzida em sua composição, e verificar a eficiência da aplicação desses sistemas, associados ao vapor, na recuperação de óleos pesados. Os sistemas compostos de Ultranex NP 100 (tensoativo), nbutanol (cotensoativo), água produzida sintética (fase aquosa), e querosene (fase óleo) foram caracterizados quanto ao diâmetro de gotícula, tensão superficial e interfacial, comportamento reológico e viscosidade, e avaliado quanto ao seu efeito na modificação de molhabilidade das rochas de arenito utilizadas, arenito Berea e arenito reservatório do Nordeste brasileiro. Nos ensaios de coreflooding foram avaliados os parâmetros de concentração de tensoativo, ordem de injeção dos bancos de vapor e solução, método de injeção (co-injeção ou injeção alternada), vazão de injeção e proporção volumétrica dos fluidos injetados. Todas as soluções desenvolvidas apresentaram redução na tensão superficial e interfacial e alteraram a molhabilidade dos arenitos para molhável a água, características favoráveis para a uso como método de recuperação avançada. A utilização da solução de microemulsão com 8,66% de tensoativo em sua composição co-injetada com vapor na mesma proporção e vazão de 0,125 mL/min apresentou o melhor resultado de fator de recuperação do óleo (70,10%) no arenito Berea e no arenito reservatório (54,34%). Os resultados deste estudo validaram a técnica proposta de utilizar um método de recuperação avançada híbrido (método térmico associado ao químico) para óleo pesado, podendo impulsionar a revitalização de campos maduros, garantir o prolongamento da produção e a estimulação do desenvolvimento regional.
Modelagem populacional para o transporte e retenção em meios porosos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-10-31) Gomes, Eduardo Rangel; Santos, Adriano dos; Lima, Sidarta Araújo de; http://lattes.cnpq.br/0836702900277229; http://lattes.cnpq.br/0389596377426108; Radtke, Luiz Carlos; Pires, Adolfo Puime; Aum, Pedro Tupã Pandava
Nesta tese, desenvolvemos um modelo populacional para analisar o processo de retenção de múltiplas espécies em meios porosos, considerando os mecanismos de exclusão pelo tamanho e adsorção. Uma contribuição significativa deste trabalho é a formulação de uma nova cinética de adsorção, que leva em consideração as distribuições das espécies transportadas e poros. Esta cinética é capaz de prever a adsorção de múltiplas espécies e capturar os efeitos notáveis de “overshoot”/Vroman, característicos da adsorção de múltiplas espécies. Além disso, nossa abordagem resulta na formulação de uma isoterma de adsorção multiespécies generalizada. O modelo é constituído das equações da conservação de massa das espécies, cinéticas de adsorção e de captura das espécies, além da cinética de bloqueio dos poros. E importante ressaltar que incorporamos ao nosso modelo a ´ influencia dos efeitos “excluded pore volume” (EPV) e “inaccessible pore volume” (IPV), através da introdução dos fatores de acessibilidade e redução de fluxo. Do ponto de vista numérico, propomos a aplicação do método de alta ordem conhecido como método de volumes finitos de Kurganov e Tadmor (KT) para discretizar a equação do transporte das espécies. Para resolver numericamente as cinéticas, utilizamos os métodos de diferenças finitas de Runge-Kutta. Conduzimos extensas simulações computacionais com o objetivo de validar nossos resultados numéricos por meio de comparações com soluções analíticas. Além disso, exploramos várias configurações de distribuições das espécies transportadas e poros para analisar de forma abrangente o transporte e retenção das espécies em meios porosos. Para abordar a resolução do problema inverso a partir de dados experimentais de concentrações efluentes, apresentamos uma metodologia que se baseia no método dos mínimos quadrados, implementado através do algoritmo de Levenberg-Marquardt. Por fim, aplicamos a metodologia para ajustar dados experimentais disponíveis na literatura. Os resultados obtidos nesta tese fornecem uma compreensão mais profunda do processo de retenção de múltiplas espécies em meios porosos.
Nanocompósito de poliamida/óxido de grafeno reduzido: um eficiente nanomaterial aplicado no tratamento de água produzida (ap) e separação de óleo/água do mar
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-10-31) Silva, Francisco Higor Vieira de Andrade; Nascimento, José Heriberto Oliveira do; Santos, Elisama Vieira dos; https://orcid.org/0000-0003-2189-5694; http://lattes.cnpq.br/8117747568545202; https://orcid.org/0000-0001-6804-2854; http://lattes.cnpq.br/7033735079037677; http://lattes.cnpq.br/6509770670634574; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Aum, Pedro Tupã Pandava
A contaminação derivada da água produzida de reservatórios de petróleo e o derramamento de óleo no mar são problemas ambientais de grande relevância. Logo, a busca por métodos eficazes, sustentáveis, de fácil aplicação e de baixo custo para a separação óleo/água tem sido objeto de muitos estudos nas duas últimas décadas. Além disto, pesquisar e inovar como meta no desenvolvimento sustentável, na proteção ao meio ambiente e ao clima e na garantia de vida na água, são objetivos definidos pelas Nações Unidas a fim de que se possa atingir a Agenda 2030 no mundo. Com isso, sintetizar materiais utilizando ferramentas da nanotecnologia tem contribuído com o alcance dessas metas. Um dos nanomateriais 2D mais promissores em estudos envolvendo questões ambientais é o óxido de grafeno reduzido (RGO), e, por isso, este material foi utilizado nessa pesquisa na síntese de um nanocompósito à base de tecido de poliamida (PA) e avaliada a sua eficiência tanto no tratamento de água produzida (AP) bem como na remoção de óleo em água do mar. Esse trabalho foi realizado em duas etapas, onde, na primeira, um nanocompósito fluoropolímero/RGO/PA foi desenvolvido utilizando um processo HP/HT, seguido de spray coating e termofixação/polimerização infravermelho e, em seguida, aplicado na remoção de óleo de motor em água do mar. Já na segunda etapa, um nanocompósito à base de tecido de poliamida (PA) foi desenvolvido num processo químico semicontínuo HP/HT, com redução in situ do óxido de grafeno, e aplicado para o tratamento de água produzida de um campo petrolífero. Nessa etapa, um planejamento fatorial 24 utilizando o Design Expert foi utilizado avaliando os fatores: temperatura (ºC), concentração de RGO (mg mL-1), tempo de reação (min) e pH, que foram otimizados. Em ambas as etapas, o RGO e os nanocompósitos foram caracterizados utilizando DRX, Espectroscopia Raman, MEV-FEG, HRTEM, FTIR. Os resultados obtidos na primeira demonstraram uma eficiência significativa na separação do óleo de motor semissintético em água do mar, com uma taxa de remoção de óleo superior a 95%. Na segunda etapa, os resultados demonstraram uma eficiência significativa no ângulo de contato superior a 120°, sendo 55% maior quando comparado ao tecido de poliamida não revestido, com uma permeabilidade à água entre 10,1-16,9 mg/cm2.h. Concluiu-se que os nanocompósitos desenvolvidos apresentaram um promissor avanço na separação óleo/água e, também, no tratamento de água produzida, contribuindo para a preservação ambiental.
Novo sistema de pasta solúvel em ácido para perda de circulação em reservatórios carbonáticos macroporosos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-08-17) Braga, Glauco Soares; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; https://orcid.org/0000-0003-1324-9705; http://lattes.cnpq.br/2357217530716519; http://lattes.cnpq.br/4514550024139119; Martinelli, Antônio Eduardo; https://orcid.org/0000-0003-3885-9104; http://lattes.cnpq.br/0022988322449627; Curbelo, Fabíola Dias da Silva; Aum, Pedro Tupã Pandava; Santiago, Rodrigo César
A perfuração do pré-sal trouxe desafios gigantescos, destacando as perdas de circulações. Qualquer perda de circulação aumenta o custo total quando somados aos tempos não produtivos (NPT) para conter o problema. Durante a perfuração de reservatórios carbonáticos do pré-sal, ao invadir intervalos de macroporosidade, há risco de perda severa de fluido de perfuração, chegando em taxas de perda de mais de 700 barris/hora. Na grande maioria das vezes, as técnicas de combate tradicionais não são efetivas frente as perdas de circulação severas em reservatórios carbonáticos com vugulares, sendo necessário o combate com pasta de cimento. Tampões de cimento são efetivos para combate a perda de circulação em reservatórios, porém, promovem danos irreversíveis. Em substituição ao cimento, fez-se necessário o estudo e desenvolvimento de novos materiais alternativos que possam ser reversíveis, no tocante ao dano à formação, quando aplicado com o intuito de combater a perda de circulação no reservatório. Os Sistemas de pastas solúveis em ácidos formulados com razão água/hemihidratado foram estudados para avaliação do seu potencial como tampão de combate a perda. A partir dos sistemas de pastas, primeiramente foi realizado o estudo da consistometria nas condições de 9500 psi e 54 °C, ensaios de resistência mecânica, e identificação de fases por difração de raios x dos sistemas curados em 9500 psi e 80°C. Os resultados indicam que o tempo de consistometria e a resistência mecânica estão condizentes com a aplicação que se destina. Os sistemas de pastas curados passaram por teste de ataque ácido estático em HCl 9 e 15%, com a dissolução total do corpo de prova. Foi avaliado também os efeitos da atmosfera saturada de CO2 em corpos de prova pelo período de 30 e 45 dias, os resultados indicam que os corpos de prova sofreram alterações na sua microestrutura provocando alterações físico-químicas nos corpos de prova, uma vez aplicado como agente tamponante em reservatórios ricos em CO2, é possível sua auto-remoção em períodos maiores que 45 dias. Os sistemas de pastas estudados mostraram grande potencial inovador para aplicação como solução de combate a perda de circulação em zonas vugulares.
Novos sistemas microemulsionados para aplicação na estimulação de carbonatos
(2016-03-22) Aum, Pedro Tupã Pandava; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; ; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://lattes.cnpq.br/2174051551046465; Fernandes, Manoel Reginaldo; ; http://lattes.cnpq.br/4396362216028363; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; http://lattes.cnpq.br/3613318563806519
Um dos desafios na acidificação de poços em formações carbonáticas é o controle da reação de dissolução do carbonato de cálcio. Devido a elevada taxa de reação entre o ácido clorídrico (HCl) e a formação, o HCl é todo consumido na região da formação próxima ao poço de maneira que as zonas mais profundas não são alcançadas e as regiões de dano podem não ser ultrapassadas. Diversos sistemas foram desenvolvidos para retardar a reação de dissolução, incluindo a utilização de ácidos orgânicos, sistemas viscosos e emulsionados. Contudo, poucos estudos reportam a utilização de sistemas microemulsionados como sistemas retardados. Neste trabalho foram estudados sistemas microemulsionados ácidos do tipo óleo em água para aplicação em acidificação de carbonatos e limpeza de poço. O trabalho foi dividido em duas etapas principais, sendo elas: a obtenção e caracterização dos sistemas; e a avaliação da eficiência realizando experimentos de injeção em plugues de rocha carbonática. Para formulação dos sistemas microemulsionados, dois ácidos foram utilizados: o ácido clorídrico (HCl); e o ácido etilenodiamino tetra-acético (EDTA). O tensoativo utilizado foi o ALK L90 (não iônico), o sec-butanol como co-tensoativo e o xileno como componente orgânico. Foram obtidos sistemas microemulsionados ácidos com HCl e com EDTA. Os resultados mostraram que a adição de ácidos em determinadas condições promove a transição de fases dos sistemas de microemulsão. Os ensaios de injeção mostraram que os sistemas microemulsionados ácidos propostos foram eficientes em estimular os plugues de formação carbonática, alcançando incrementos na permeabilidade entre 10-30%, sem apresentar dissolução na face e formando wormholes.
Otimização da produção de ferramenta de perfilagem de poços de petróleo para redução da pegada de carbono
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-03-31) Carvalho, Caline Nunes de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/1937562136747225; Dantas Neto, Afonso Avelino; Nunes, Andrea Oliveira; http://lattes.cnpq.br/7620659413250570; Carvalho, Patrícia Cristina de Araújo Puglia de; Aum, Pedro Tupã Pandava
Um dos problemas mais severos da sociedade atual é a mudança climática global causada pela emissão descontrolada de gases do efeito estufa (GEE). A determinação da pegada de carbono de processos e produtos é um passo importante na identificação de atividades com os maiores potenciais de emissão de GEE. Processos industriais representam aproximadamente 30% da emissão global de GEE. Apesar dos esforços para tornar a economia global ecologicamente amigável, uma atenção considerável deve ser dada para identificar e caracterizar os impactos ambientais dos produtos e processos provenientes de todos os setores industriais. Métodos de tratamento térmico são frequentemente utilizados na fabricação de componentes críticos para indústria petroquímica, aeroespacial e automotiva. O forno de hidrogênio é um equipamento que fornece a atmosfera controlada necessária para tratamentos térmicos, produzindo peças de alta integridade. Esta pesquisa apresenta uma proposta para quantificar a pegada de carbono e estratégias para reduzir o impacto ambiental relacionado à aplicação desses fornos no processo de brasagem. Inicialmente, foi realizada uma revisão sistemática da literatura sobre as técnicas de redução das pegadas de carbono implementadas em diferentes setores industriais ao longo dos últimos 30 anos com o auxílio dos softwares StArt® e VOSViewer®. Além de guiar a metodologia escolhida para esse estudo, os resultados e a estrutura dessa revisão sistemática da literatura também podem ser usados como embasamento para pesquisas futuras, fornecendo direções inovativas. O método sugerido neste estudo para reduzir o impacto ambiental do forno é baseado na alteração do seu sistema de refrigeração, substituindo o atual fornecimento de água por um ciclo fechado. Para isso, foram propostos dois cenários alternativos usando o software UniSim®, em que um interliga a corrente de água do resfriador ao sistema de chiller já existente na instalação, e o outro mantém as mesmas condições de ciclo fechado, porém alterando o fluido refrigerante utilizado no chiller de R-134a para amônia. Os dados obtidos a partir da simulação foram essenciais para estimar as necessidades energéticas dos cenários. Considerando também as informações técnicas contidas no manual do forno, a pegada de carbono foi determinada com o auxílio do software SimaPro®. O consumo de água e geração do rejeito de efluente não se mostraram relevantes na emissão de GEE quando comparados ao consumo energético e ao tipo de fluido refrigerante, portanto, a pegada de carbono precisa ser combinada com outros indicadores de impacto ambiental para a tomada de decisão quanto ao melhor cenário. A mudança do sistema de fornecimento de água no forno para um ciclo fechado permitiu significativa redução no consumo de água, eliminando o rejeito mensal de mais de 980 mil litros desse recurso. Considerando a operação contínua do forno de hidrogênio, a implementação do cenário escolhido como prática de produção mais limpa gerou uma economia anual de 17.470,94 dólares e um retorno sobre o investimento de 15 meses.
Otimização de géis de microemulsão como fluido de remediação a perda de circulação
(2019-01-17) Ribeiro, Laís Sibaldo; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; ; ; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Souza, Tamyris Thaise Costa de;
Perda de circulação é um problema sério e oneroso para a indústria de petróleo e pode ocorrer durante a perfuração em formações permeáveis, fraturas naturais ou cavernas. Para remediar tais perdas, normalmente são utilizados sistemas de géis combinados com Materiais de Combate a Perdas (LCM), que são denominados tampões. Entretanto, os tampões de perda comerciais nem sempre são efetivos, e existe a necessidade do desenvolvimento de novas tecnologias para solucionar este problema. Aproximadamente 85% do peso bruto do coco é constituído pelas cascas, que são acumuladas em lixões ou ás margens de estradas, então o seu aproveitamento torna-se uma necessidade. Este trabalho teve como objetivo desenvolver uma nova formulação de tampão utilizando géis de microemulsão e fibras de coco em diferentes granulometrias, tratadas com microemulsões, para remediar perdas de circulação em carbonatos microfraturados molháveis à água e estudar a interação fibra-microemulsão, gel-rocha, fibrarocha, a capacidade de remediar a perda e a capacidade de gelificação in situ. Para a formulação dos géis de microemulsão foram testados dois tensoativos aniônicos; o sabão base, que gerou os sistemas 1 (S1) e o 2 (S2) e o óleo de mamona saponificado – OMS, que gerou o Sistema 3 (S3). Foram testados dois sistemas de microemulsão para o tratamento da fibra de coco, um com tensoativo catiônico (CTAB) nas três conformações micelares (micela direta (MD), bicontínua (MB), e inversa (MI)), outro com tensoativo aniônico (sabão base) no ponto de micela bicontínua e foram caracterizados através das análises de TG-DTA, MEV, DRX, FRX e ângulo de contato. Os tampões desenvolvidos foram caracterizados através de análise reológica, densidade e filtração. Foi construído e utilizado um equipamento simulador de perda de circulação e, com a formulação que apresentou a melhor performance, foi realizado um teste de gelificação in situ. O melhor sistema foi o S2 (12% de sabão base, 6% de etanol, 23% de óleo de pinho, 59% de água, 0,85% de goma guar) com fibras de granulometrias #35, #100 e #200, pois apresentou comportamento pseudoplástico, com viscosidades (≈ 2000 cP) e tensões (≈ 70 Pa) elevadas, característicos de tampões de perda para gelificação in situ, volumes de filtrado abaixo de 10 mL, e rápida formação do tampão (15 minutos). No simulador de perda, o tampão S2 com fibras de granulometrias #35, #100 e #200, tratadas com o ponto SB, conseguiu reduzir a permeabilidade em 52% com a massa mínima (50 g) de fluido estudado. As fibras tratadas com o ponto SB, apresentaram afinidade pelo gel desenvolvido e possibilitaram o espalhamento do gel sobre a superfície dos poros da rocha, mostrando afinidade química pela superfície, facilitando o processo de deposição e tamponamento das fraturas, por isso as fibras com esse tratamento foram escolhidas como LCM do novo produto. O teste de gelificação in situ mostrou que à 70 ℃ a gelificação ocorreu em 40 segundos, resultado excelente, tornando a operação rápida, eficaz e menos onerosa, por exigir menos tempo de sonda.
Reúso da água produzida na fabricação de fluidos de perfuração base emulsão inversa e sua influência nas propriedades do fluido
(2019-11-04) Lima, Rafaelly Lira Cavalcanti; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Santanna, Vanessa Cristina;
A produção de petróleo tem um papel importante para a economia e para o desenvolvimento da sociedade. Entretanto, durante a exploração de petróleo, desde a perfuração até a produção, são gerados resíduos que precisam ser minimizados. Resíduos tóxicos são produzidos e não podem ser despejados arbitrariamente no meio ambiente. A busca pelo tratamento e reúso adequado para resíduos como fluidos de perfuração e água produzida impedem severos prejuízos. Na indústria petrolífera o fluido de perfuração é fundamental para uma perfuração adequada, onde se tem as pressões necessárias e a limpeza de poço desejada. Porém, os elevados volumes de fluidos após essa etapa de perfuração se tornam resíduos, assim como a água produzida na fase de exploração é um resíduo de elevado volume. Diminuir o passivo ambiental gerado na fabricação dos fluidos de perfuração, com a reutilização de água produzida na formulação dos fluidos base não aquosa contendo olefina sintética, mostra que a indústria de petróleo pode se reinventar e trabalhar para absorver seus próprios resíduos. Com isso, evita-se o consumo de água limpa nas novas formulações e reduz o volume final de resíduo, considerando as diferentes etapas até a produção de petróleo. O objetivo desse trabalho foi formular fluidos de perfuração utilizando água produzida e estudar as suas propriedades. Assim, fluidos de perfuração não aquosos foram formulados e testados nesse trabalho, contendo entre 20-40% de água produzida sem tratamento. A fase aquosa destes fluidos é normalmente constituída por uma salmoura, devido ao potencial de inibição exigido. O mesmo critério de inibição foi aplicado para a água produzida (AP), onde o inchamento da argila foi analisado, através de testes realizados no Linear Swell Meter, e comparado às salmouras aplicadas para fluidos não aquosos. A (AP) simulou um resíduo com óleo emulsionado, ou seja, apresentando um elevado grau de dificuldade em relação ao seu tratamento, água produzida real também foi aplicada. Através do planejamento experimental fatorial 33 pôde-se verificar a influência do resíduo, e de aditivos como emulsificante e viscosificante nos parâmetros reológicos e estabilidade elétrica das emulsões. Um reômetro foi utilizado afim de se obter resultados de maior precisão em relação a reologia. Utilizou-se um potenciostato para análises de corrosão tanto nas águas produzidas como nos fluidos. Comparações entre os fluidos já usados atualmente e os preparados com as diferentes AP foram realizadas. Os testes demonstraram que embora corrosiva a água produzida, não afeta o potencial de corrosão dos fluidos de perfuração, pois o resíduo encontra-se emulsionado não sendo a fase molhável ou externa do fluido. Sabendo que o fluido de perfuração deve atender às necessidades da operação de perfuração, desenvolvendo suas funções de forma satisfatória em relação aos parâmetros reológicos como limite de escoamento, viscosidade plástica e géis. Um software comercial foi aplicado para simular a eficiência de limpeza de um poço com características offshore, em relação a sua geometria. De acordo com a simulação do direcional, a última fase corresponde ao poço aberto e tem início já no trecho horizontal de 90°. Os fluidos contendo a água produzida na formulação revelaram corrosão semelhante e desempenho equivalente aos atualmente aplicados. Para todas as vazões estudadas, a simulação apresentou limpeza satisfatória para os seguintes critérios: altura relativa dos cascalhos abaixo de 15% e concentração de sólidos abaixo de 6%. Diante dos resultados o poço foi considerado limpo e com padrão de limpeza heterogênea, tornando possível a obtenção e utilização do fluido com AP, constituindo-se assim em uma alternativa promissora na área de fluidos.
Sistemas microemulsionados na remoção de dano orgânico em meio poroso arenítico
(2018-07-31) Lucas, Cláudio Regis dos Santos; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Aum, Pedro Tupã Pandava; ; Souza, Tamyris Thaise Costa de;
Como consequência da composição do petróleo e condições as quais está submetido dentro do reservatório durante o fluxo, alguns componentes mais pesados podem vir a segregar-se e acabam por precipitar nos poros da rocha causando redução da permeabilidade, restringindo a produção ou injeção de fluidos. A essa redução de permeabilidade natural na região próxima ao poço dá-se o nome de dano por deposição orgânica ou dano orgânico à formação. A redução da permeabilidade reduz a produtividade nos poços e consequentemente impacta diretamente as receitas das empresas. O destaque neste trabalho é dado à utilização de sistemas microemulsionados, conhecidos pela sua alta capacidade de solubilização, no tratamento de dano orgânico à formação, em particular ao causado pela precipitação dos asfaltenos. Este trabalho foi dividido em duas etapas principais, são elas: Caracterização dos fluidos utilizados e avaliação das suas eficiências em ensaios de injeção em meio poroso. Como fluidos precursores de dano foram utilizadas misturas Petróleo Fazenda Belém/nheptano (FZBHEP). Para formulação dos sistemas de tratamento foram utilizados os tensoativos ALKONAT L90 e ULTRANEX NP 100, o n-butanol como cotensoativo e o querosene como fase oleosa. Os resultados de caracterização mostraram que o petróleo Fazenda Belém é um óleo pesado, viscoso e com teor significativo de asfaltenos e confirmam a composição predominantemente de sílica do arenito Botucatu utilizado para os experimentos. Os resultados dos testes de fluxo em meio poroso mostraram que a mistura FZBHEP foi capaz de causar dano de 15%, em média, e os sistemas microemulsionados utilizados chegaram a obter 85% de eficiência na remoção de dano, semelhante à eficiência do xileno, mostrando assim ser uma alternativa ao uso de solventes aromáticos, com a vantagem de ser mais aceitável operacionalmente e ambientalmente.
Tratamento por sistemas microemulsionados da borra gerada na flotação de água oleosa de petróleo
(2018-07-31) Silva, Dennys Correia da; Dantas Neto, Afonso Avelino; Dantas, Tereza Neuma de Castro; ; ; ; Moura, Maria Carlenise Paiva de Alencar; ; Aum, Pedro Tupã Pandava;
Com o desenvolvimento e expansão da indústria petrolífera, cresce também a geração de resíduos. A contaminação por petróleo e seus derivados destaca-se como um problema ambiental que necessita de cuidados especiais na produção e no tratamento de resíduos. Na etapa de tratamento de efluentes visando a remoção do óleo da água através de flotação, é gerada uma borra que se apresenta como um grande desafio de tratamento para descarte ou uma possível viabilidade de reaproveitamento. O presente trabalho apresenta uma opção de tratamento para a borra de flotação através do uso de sistemas microemulsionados, utilizando como tensoativos, o óleo de coco saponificado (OCS) e o desemulsificante comercial Dissolvan. A borra de flotação (BF) foi extraída em soxhlet e forneceu as seguintes frações: 87,64% de óleo, 8,09% de água e 4,26% de resíduos insolúveis. Estes resíduos insolúveis da borra, junto do resíduo do agente floculante utilizado na flotação do óleo, passaram por etapas de identificação e caracterização através de Difração de raios X (DRX), Espectrometria de Fluorescência de raios X (FRX), Espectroscopia por Infravermelho (FT-IR), Termogravimetria (TG), Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV), Sistema de Energia Dispersiva (EDS), Análise Elementar (CHNO) e Espectroscopia de Absorção UV-Vis. No resíduo da borra de flotação, o DRX revelou a presença de quartzo (SiO2), calcita (CaCO3), pirita (FeS2) e Molibdenita (MoS2), enquanto o FRX validou a presença destes minerais pelas quantidades de enxofre (35,48%), ferro (28,16%) e frações residuais de cátions. No resíduo de agente floculante foi detectado cloro (56,12%), alumínio (17,71%), enxofre (6,93%) e resíduos de cátions. Estas caracterizações revelaram a presença de minerais provenientes das formações geológicas, apontados pela análise termogravimétrica como 30% da massa do resíduo da borra, enquanto as análises de FT-IR, MEV e EDS apontaram semelhanças entre os resíduos das duas amostras. Já as análises CHNO e Espectroscopia de Absorção UV-Vis identificaram o resíduo do agente floculante como um tanino condensado pelo teor de componentes e semelhança entre o espectro de absorção de uma amostra de tanino condensado, extraído da planta Ipomea pes-caprae. Além disso, foi avaliado um processo de otimização para solubilização da BF utilizando um sistema de microemulsão (SME) contendo o OCS como tensoativo, n-butanol como cotensoativo, querosene de aviação (QAV) como fase óleo (FO) e água salina 2% NaCl como fase aquosa (FA). Foram obtidos os sistemas de Winsor os quais as fases microemulsionadas foram caracterizadas através do aspecto visual, tamanho de partícula, potencial zeta, tensão superficial, pH, condutividade elétrica e espalhamento de raios X a baixo ângulo (SAXS). A otimização do uso das fases microemulsionadas dos sistemas de WII e WIV na solubilização da borra foi feita utilizando um planejamento experimental por delineamento composto central rotacional (DCCR) em dois pontos de aplicação: Winsor II rico em composição aquosa e Winsor IV rico em composição oleosa. As fases de microemulsão destes pontos foram aplicados de modo a expandir e estimar possíveis fatores que aumentem a eficiência de solubilização da borra, tendo como variáveis a razão SME/BF, a temperatura (°C) e o tempo (min). Pelos dados obtidos nos experimentos realizados nos dois pontos escolhidos, os valores obtidos para a resposta de eficiência de solubilização (ES) estiveram, em quase todos os ensaios, em faixas superiores a 90% de solubilidade, com exceção dos ensaios em que o tempo de solubilização e a razão SME/BF mostraram-se muito baixas, e, assim, os valores de eficiência oscilaram entre 70-80%. O sistema microemulsionado contendo o Dissolvan como tensoativo no lugar do OCS mostrou-se com maior capacidade de solubilização (93,36% para a fase de WII formado em alto teor de água salina e 95,79% para a fase de WII formado em alto teor de QAV) em relação ao sistema contendo OCS (91,89% em WII e 95,6% em WIV), o que valida a sua utilização no tratamento da borra de flotação por microemulsão.

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