CT - TCC - Engenharia de Petróleo
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TCC Estudo da acidificação de rochas carbonáticas utilizando ácidos orgânicos, inorgânicos e blends ácidos(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2025-05-13) Silva, Normann Paulo Dantas da; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; 0009-0004-8237-2648Em algumas fases do ciclo de um poço petrolífero, como perfuração, completação e produção/injeção, existe a possibilidade da ocorrência de danos à formação. Esses danos são tamponamentos dos poros da rocha, que reduzem a sua permeabilidade e diminuem a produção de hidrocarbonetos. Para aumentar a permeabilidade da zona produtora de rochas carbonáticas, no entorno do poço, pode-se aplicar a técnica de acidificação de matriz, que se trata de um método de estimulação de baixo custo, e de alto rendimento. Para este tipo de operação, utiliza-se, comumente, o ácido clorídrico ou ácidos orgânicos, como acético ou fórmico. O ácido reage com a rocha para que se formem wormholes, que são caminhos responsáveis pela conexão do reservatório com o poço, ampliando a produção de petróleo. Individualmente, esses ácidos apresentam pontos negativos, pois o ácido clorídrico, por exemplo, reage muito rápido com o carbonato e acaba dissolvendo a face, enquanto os ácidos acético e fórmico reagem lentamente, dificultando a formação de wormholes e a própria produção. Este trabalho investiga a utilização de formulações ácidas compostas por ácido acético, ácido fórmico e ácido clorídrico para otimização de processos de acidificação em reservatórios carbonáticos, com foco na eficiência de dissolução e controle de danos à formação. Os resultados do planejamento experimental indicam que a velocidade de reação (ν) das pastilhas de carbonato de cálcio em diferentes concentrações de ácidos variou de 0,02 a 10,50 g/s, sendo a composição com 15 mL de ácido acético, 15 mL de ácido fórmico e 5 mL de HCl a mais eficiente, com uma velocidade de 4,38 g/s. Em testes de fluxo reativo no meio poroso, observou-se que, para taxas de injeção de 2, 4 e 8 mL/min, os blends apresentaram valores de Pore Volume to Breakthrough (PVbt) superiores aos do HCl 15%, exigindo maior volume de fluido para atingir o breakthrough. No entanto, para a taxa de 10 mL/min, o PVbt do HCl 15% foi superior aos dos blends, evidenciando uma dissolução mais rápida e menos controlada, resultando em canais diretos e estreitos.TCC Análises da molhabilidade e da adsorção de tensoativos em diferentes tipos de calcários para aplicação na recuperação avançada de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-11-27) Trindade, João Victor Pereira; Santanna, Vanessa Cristina; 0000-0003-4320-7047; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; 0009-0001-8664-9032; https://lattes.cnpq.br/7117402141254638; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; 0000-0002-4543-2611; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Silva, Rhaul Phillypi da; 0000-0001-6389-3860; http://lattes.cnpq.br/1746136432437533A indústria petrolífera e a produção do pré-sal são consideradas um dos maiores avanços tecnológicos globais. Esta área, rica em grandes acumulações de petróleo e de alto valor de mercado, apresentou e continua a apresentar imensos desafios tecnológicos tanto em pesquisa e desenvolvimento (P&D) quanto na exploração e produção (E&P) de suas reservas. Um dos aspectos cruciais neste contexto são os tipos de rochas reservatório predominantes na formação das reservas de petróleo, que são as rochas carbonáticas, em especial os calcários, que geralmente possuem molhabilidade favorável ao óleo, diminuindo o fator de recuperação. Assim, pesquisas estão sendo realizadas para alterar a molhabilidade dessas rochas, visando melhorar o fator de produção. Uma das estratégias para otimizar as condições do reservatório é o uso de métodos químicos com tensoativos, que, devido à sua estrutura anfifílica, podem adsorver-se em interfaces e superfícies de acordo com sua afinidade, reduzindo a energia livre interfacial e podendo reverter a molhabilidade da rocha, o que, por sua vez, aumenta a mobilidade do óleo no meio poroso e o fator de recuperação. O estudo teve como objetivo analisar a adsorção de diferentes tensoativos na rocha calcária e sua eficácia na mudança de molhabilidade. Foram investigados três tipos de tensoativos – catiônico (CTAB), não iônico (UTM150) e aniônico (Miristato de Sódio - MS), todos em solução de KCl a 2% para evitar o inchamento de argilas na rocha. Aplicaram-se diferentes modelos de adsorção pelo método de banho finito. Os calcários analisados, que incluem os tipos calcítico, dolomítico e magnesiano, foram coletados na microrregião de Mossoró/RN. O tensoativo aniônico MS não adsorveu em nenhum dos três tipos de rochas estudadas. O tensoativo não-iônico UTM150 adsorveu nos calcários dolomítico e magnesiano, e não adsorveu no calcário calcítico. O tensoativo catiônico CTAB adsorveu nos três tipos de calcários. Pós-tratamento com os tensoativos UTM150 e CTAB, observou-se aumento da molhabilidade à água das rochas calcárias, sendo o CTAB mais eficaz do que o UTM150.TCC Análise dos métodos de recuperação utilizados nos campos do pré-sal(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-11-08) Carmo Filho, Eudes Medeiros do; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; https://orcid.org/0000-0002-8307-7462; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; https://orcid.org/0009-0007-9768-1867; http://lattes.cnpq.br/4959823898161708; Dutra Junior, Tarcilio Viana; https://orcid.org/0000-0002-0310-293X; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654Com camadas que variam entre um mil e dois mil metros de profundidade, o pré-sal brasileiro está entre as grandes descobertas do século XXI, pela Petrobras. Possuindo uma área aproximada de 150 mil quilômetros quadrados, dos quais vinte e quatro mil possuem direito à exploração, os reservatórios presentes se destacam por possuírem um petróleo de grau API médio e alta qualidade. Dentre os investimentos dedicados ao longo dos anos para os estudos dos cenários desses campos, uma das técnicas desenvolvidas foi a modelagem de reservatórios. O presente trabalho teve como objetivo analisar o comportamento de um reservatório submetido à injeção de água e à injeção de gás com as características do pré-sal brasileiro. Para isso, foi extraído um submodelo do reservatório semissintético UNISIM, e foram variados alguns parâmetros operacionais, como tipo de malha e diferentes vazões de injeção. Os resultados encontrados mostraram que o modelo utilizando a injeção de gás apresentou melhor recuperação do óleo quando comparado à injeção de água. Para complementar os resultados, foi realizada uma análise econômica dos modelos com maior Fator de Recuperação (FR) utilizando o Valor Presente Líquido (VPL). Constatou-se que os modelos analisados apresentaram um VPL final positivo, sendo o modelo na malha 5-spot-invertida com injeção de gás o que apresentou um maior retorno em menos tempo comparado ao modelo utilizando a injeção de águaTCC Revisão Integrativa: Estudo sobre as plantas de processamento primário de petróleo em plataformas FPSO do pré-sal brasileiro(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-08-12) Fernandes, Keryson de Sousa; Duarte, Lindemberg de Jesus Nogueira; 0000-0001-5463-0655; http://lattes.cnpq.br/6800188552647660; https://orcid.org/0000-0001-8590-1155; http://lattes.cnpq.br/8010451506057969; Silva, Sérgio José Gonçalves e; http://lattes.cnpq.br/6631304569097881; Fernandes Júnior, Wilaci Eutropio Fernandes; http://lattes.cnpq.br/8423652689371761O pré-sal desde a sua descoberta e início da exploração vem se destacando no Brasil, por causa da sua alta produção e de grande investimento que vem recebendo. Além disso, com a necessidade de trazer mais tecnologia e segurança para a produção e por causa dos riscos da exploração do pré-sal, as plataformas usadas estão evoluindo para se adequar às exigências e, com isso a plataforma FPSO “Floating Production Storage and Offloading” vem se destacando. Por ter a capacidade de produzir, armazenar e descarregar, o FPSO se adaptou bem à produção no pré-sal. Por possuir características bem específicas, a produção no pré-sal necessita de um FPSO que tenha uma concepção voltada totalmente para ela. Com isso, o objetivo deste trabalho é relacionar os arranjos e concepções sobre os FPSO usados no pré-sal, para obter características dos seus processos de separação e tratamento utilizados nas plantas de processamento primário de petróleo. Ademais, foi realizada comparação entre os processos de separação e tratamento dos contaminantes do petróleo e gás natural de algumas unidades de FPSO de campos produtores do Brasil.TCC Modelos teóricos de torque e arraste (drag) em poços de óleo e gás: revisão bibliográfica(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-04-16) Silva, Ana Luiza Arruda da Silva; Medeiros Júnior, Flávio; http://lattes.cnpq.br/9795649843327215; 0000-0002-4382-1760; http://lattes.cnpq.br/4519241037486745; Santiago, Rodrigo Cesar; 0000-0003-2034-9157; http://lattes.cnpq.br/6823966481089536; Silva, Lenildo Vieira daOs modelos de torque e arraste são utilizados para dar suporte ao planejamento de poços e ajudar na previsão e prevenção de problemas operacionais durante a perfuração, completação e intervenções. Na perfuração, estes modelos são geralmente utilizados durante a etapa de planejamento do poço a fim de garantir que o seu projeto proposto seja viável e a trajetória proposta possa ser perfurada sem problemas dentro dos limites mecânicos dos equipamentos disponíveis para perfurar o poço. Na completação e intervenções, estes modelos são utilizados para verificar se as tubulações, equipamentos e ferramentas estão dimensionados de forma adequada para suportar o torque e o arraste promovidos durante as atividades no poço. Dentro da literatura, existem vários modelos teóricos para o cálculo da força de atrito axial e, para cada um deles, a força de atrito apresenta valores diferentes. Dentre esses pode-se identificar os modelos de Robert Mitchell, Bill Mitchell, Drilling Manual e Soft-String. Assim, este trabalho tem como objetivo analisar alguns dos modelos teóricos de torque e arraste mais usados na perfuração e completação de poços de óleo e gás, a fim de realizar comparações entre eles. Além disso, apresentar um estudo de caso com uma análise comparativa dos modelos teóricos para identificar possíveis causas das diferenças nos resultados do cálculo da força de atrito axial. Baseado no conteúdo visto no trabalho aprofundado com o estudo de caso para exemplificação das equações mostradas, é possível concluir que a quantidade de intervalos/seções no poço pode impactar nas diferenças de resultados da força de atrito acumulado entre os diversos modelos. Quanto mais seções sejam aplicadas, mais os valores tendem a convergir entre si, o que vai depender será o modelo aplicado. O trabalho trouxe uma revisão bibliográfica dos modelos teóricos de torque e arraste ainda pouco explorados da literatura, que visa facilitar o aumento desse conteúdo nos meios eletrônicos.TCC Estudo da substituição parcial de cimento por aditivos minerais sustentáveis para aplicação em poços de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-12-08) Cavalcante, Felipe Wiclef Silva; Santiago, Rodrigo César; 0000-0003-2034-9157; http://lattes.cnpq.br/6823966481089536; 0009-0000-6367-190X; https://lattes.cnpq.br/8350477495270375; Batista, Willame Gomes da Silva; 0000-0003-1293-7688; http://lattes.cnpq.br/0592299905652957; Ventura, Rafael Augusto; 0000-0001-6059-1912; http://lattes.cnpq.br/5822311969383943Dentre as etapas até atingir a produção de óleo e gás, a cimentação de um poço de petróleo tem grande importância na segurança operacional durante sua vida útil. Na fabricação de cimento são emitidas grandes quantidades de gases causadores do efeito estufa, no entanto, a tendência mundial é de diminuição de emissões e o estímulo à descarbonização nas produções industriais. Além disso, é de conhecimento geral que produções em escalas industriais produzem quantidades significativas de rejeitos, podendo estes rejeitos serem utilizados em algum outro segmento de interesse. Portanto, buscando impactar nas duas frentes, este estudo visa a substituição parcial do cimento por resíduos industriais que possuam características apropriadas para utilização em poços de petróleo. Os resíduos analisados neste trabalho foram os resíduos de construção civil (RCC) e cerâmica vermelha (RCV) em diferentes concentrações (20% bwoc e 35% bwoc para ambos os resíduos), em condições de baixa temperatura e baixa pressão (38 ºC e 1 atm) e foram comparados com formulações comumente utilizadas na indústria como a formulação padrão contendo água e cimento (PP) e uma formulação referência contendo farinha de sílica (SF35). Todas as pastas foram testadas mecanicamente a partir do ensaio de resistência à compressão para avaliação da influência da substituição do cimento pelos aditivos minerais e posteriormente foram caracterizados através de teste de DRX para identificar as fases formadas após o período de hidratação. Os resultados se demonstraram promissores, em especial as formulações contendo resíduo de cerâmica vermelha, se destacando a formulação RCV35 que possui um valor de resistência mecânica apenas 12% menor em comparação à resistência apresentada pela pasta padrão, e com produtos identificados não estando distantes dos produtos comumente encontrados em formulações de cimento para poços de petróleo.TCC Influência de métodos de síntese na regeneração de catalisadores de Ni/Al2O3 na reforma a seco de metano(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-12-14) Borges, Raony Assunção da Silva; Santiago, Rodrigo César; http://lattes.cnpq.br/6823966481089536; Maziviero, Fernando Velcic; Santiago, Rebecca Araújo Barros do Nascimento; Silva, Yuri Kauã Rodrigues de OliveiraA produção de hidrogênio via reforma a seco do metano (RSM) representa um avanço promissor na transição energética, oferecendo uma rota para diminuir emissões de gases de efeito estufa através do uso de metano e CO2. Embora desafiadora devido à necessidade de altas temperaturas e riscos de coqueamento, a eficiência do processo é significativamente aprimorada pelos catalisadores de níquel suportados em alumina (Ni/Al2O3), devido à sua alta atividade e economia frente a outros catalisadores. A alumina influencia diretamente a atividade do níquel devido às suas propriedades intrínsecas. Este estudo foca na influência de diversos métodos de síntese da alumina sobre as propriedades e eficiência destes catalisadores na RSM, além de examinar a regeneração após desativação por coqueamento. Foram explorados quatro métodos de síntese: sol-gel (SG), Pechini (PC), hidrotermal (HT) e combustão por micro-ondas (CM), seguidos de impregnação via umidade incipiente com níquel em 10% em massa. Utilizando técnicas de caracterização como DRX, FTIR e TG, três catalisadores (CSG, CHT e CCM) foram selecionados para testes de RSM a 700ºC, em velocidade espacial (GHSV) igual a 96 L/g.h, por 4 horas, com etapa posterior de regeneração utilizando ar sintético. O catalisador CCM demonstrou superioridade em atividade, regeneração eficiente e menor taxa de desativação, enquanto o CHT mostrou desativação significativa, e o CSG desempenho intermediário. As variações no desempenho são atribuídas às propriedades da alumina, influenciadas pelos métodos de síntese, como distribuição de níquel, área superficial, cristalinidade e acessibilidade dos sítios ativos. Para aprimorar a RSM e estender a vida útil dos catalisadores, é recomendável continuar investigando as variáveis de síntese e explorar estratégias de regeneração que maximizem a remoção do coque e a recuperação da atividade catalítica. Essas diretrizes são essenciais para avanços na área de catálise e no desenvolvimento de processos de produção de hidrogênio mais eficientes e economicamente viáveis.TCC Determinação de tempo de molhamento para rocha calcária(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-12-08) Rossé, Rodrigo Canejo; Santanna, Vanessa Cristina; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Silva, Rhaul Phillypi daA molhabilidade é definida como a tendência de um fluido aderir ou espalhar-se preferencialmente sobre uma superfície sólida em presença de outra fase imiscível. Em um reservatório, a superfície sólida é a rocha e os fluidos são água, óleo e gás. A fase que "molha" preferencialmente a superfície é denominada fase molhante. A molhabilidade tem papel fundamental no deslocamento imiscível em nível de poros, e a depender se a rocha é molhável ao óleo ou à água, podem-se aplicar métodos miscíveis para aumentar a recuperação de óleo com o uso de tensoativos, alterando a molhabilidade da rocha – importante para rochas carbonáticas – que geralmente são molháveis ao óleo. Entre os métodos usados para a medida de molhabilidade de sólidos tem-se o tempo de molhamento. Esse trabalho tem como objetivo propor uma metodologia para determinação do tempo de molhamento para rocha carbonática. Para isso, foram estudados 3 artigos científicos que utilizaram o método de tempo de molhamento como análise complementar para o estudo de molhabilidade de sólidos, No levantamento bibliográfico realizado via Science Direct, não foram encontrados estudos para obtenção do tempo de molhamento em rochas. Os artigos avaliados nesse trabalho trataram do tempo de molhamento para pó de carvão. A partir da análise dos artigos, foi possível desenvolver uma metodologia para quantificar o tempo de molhamento de rocha carbonática.TCC Co-injeção de vapor e solução de tensoativo como método de recuperação avançada de óleo pesado(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-07-10) Freitas, Ana Paula Teixeira Araujo de; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; 0000-0001-9518-3310; https://lattes.cnpq.br/3649560718166688; Oliveira, Gregory Vinicius Bezerra; Lourenço, Maria Clara de MenesesOs métodos especiais de recuperação compreendem um conjunto de técnicas que visam aumentar a fração recuperada de óleo de um reservatório, e, consequentemente, proporcionar o aumento de sua vida útil. As reservas de hidrocarbonetos do Nordeste Brasileiro são, em sua maioria, formadas por campos de óleos pesados, ou seja, óleos que apresentam alta densidade e viscosidade, logo, de difícil extração. Nesse contexto, os métodos térmicos são mais eficientes ao atuarem reduzindo a viscosidade do petróleo ao injetar calor no reservatório. Contudo, com o passar do tempo, a utilização de tensoativos como método químico para recuperação avançada também se tornou fortemente difundida, essas moléculas reduzem as tensões interfaciais entre os fluidos, facilitando o deslocamento do petróleo no meio poroso. Diante do exposto, este trabalho tem como objetivo elucidar um método para potencializar a produção de óleos pesados, realizando uma união entre o método térmico e químico, a partir da co-injeção de vapor e solução de tensoativo em diferentes configurações de injeção. A metodologia abordada consiste em três etapas: o preparo da solução de tensoativo, a caracterização do óleo e da rocha, e a realização de testes de fluxo em meio poroso. Para a realização dos testes foram utilizadas amostras do Arenito Berea, sendo caracterizadas quanto à porosidade e permeabilidade, apresentando uma porosidade e permeabilidade média de 21,25% e 530 mD, respectivamente, e um óleo de 247,77 cP (20,7 °API), característico da região de estudo. Nos testes de fluxo foi utilizada uma solução de 0,5% m/m de tensoativo não-iônico (Nonilfenol Etoxilado NP-100EO) associada à injeção de vapor, sendo injetados em diferentes configurações: 100%V (100% de Vapor), 75%T25%V (75% de Solução de Tensoativo e 25% de Vapor), 50%T50%V (50% de Solução de Tensoativo e 50% de Vapor), 25%T75%V (25% de Solução de Tensoativo e 75% de Vapor) e 100%T (100% de Solução de Tensoativo). A partir dos ensaios de recuperação, verificou-se que a solução do tensoativo NP-100EO co-injetado com uma maior proporção de vapor (25%T75%V) apresentou maior recuperação de óleo (50,27 %FR) em comparação com a injeção única de vapor (45,19 %FR). Como resultado, observou-se que a sinergia entre os métodos potencializa a produção de óleo, essencialmente quando se injeta uma proporção de vapor maior, apresentando um ganho absoluto de 5,08 pontos percentuais comparado apenas com a injeção de vapor. Dessa forma, a co-injeção de vapor e solução de tensoativo tem se mostrado uma técnica eficaz para aumentar a recuperação de óleos pesados.TCC Influência das composições ácidas nas taxas de reação em rochas carbonáticas(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-07-10) Medeiros Monteiro, Maria Eduarda; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Arruda, Guilherme Mentges ArrudaDurante o período produtivo de um poço de petróleo, ocorrem danos à formação que reduzem a permeabilidade ao redor do poço, resultando em um declínio de produção. Para mitigar esse problema em formações carbonáticas, são utilizados ácidos com o objetivo de criar wormholes, que são canais condutores de fluxo cujo objetivo é aumentar a permeabilidade no entorno do poço e contornar os danos, incrementando a produção. As reações com o carbonato podem ocorrer de forma lenta ou rápida. Taxas de reação muito baixas ou muito altas podem resultar em tratamentos de acidificação ineficientes. Portanto, é importante controlar essa taxa de reação, para que a solução ácida possa alcançar zonas mais profundas da formação e a acidificação seja eficaz. Diante dessa perspectiva, o presente trabalho tem como objetivo avaliar o efeito da concentração de cada componente (ácidos clorídrico, fórmico e acético) nas propriedades da solução e na sua taxa de reação com a formação carbonática. A partir dos resultados obtidos, foi possível analisar como as soluções ácidas apresentadas influenciam no tempo de reação com os carbonatos. Além disso, também foi analisada a influência das proporções de ácido sobre a viscosidade e a tensão superficial de cada solução. Considerando os blends propostos neste estudo, observou-se que as formulações com proporções consideráveis de ácido acético longos tempos de reação com o carbonato. Por outro lado, as formulações com proporções consideráveis de ácido clorídrico, apresentaram tempos de reação mais curtos. Destacam-se, no entanto, as formulações com a presença de ácido fórmico, que se mostraram intermediárias, não reagindo rapidamente com o carbonato. Os resultados obtidos fornecem um embasamento para a otimização da acidificação, permitindo a seleção adequada de blends de ácidos que minimizem a possibilidade de condições indesejadas e maximizem a eficiência do processo.TCC Avaliação de diretrizes de abandono de poços terrestres no Brasil e análise comparativa de custos para o Estado do RN(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-07-07) Costa Filho, Luiz Antônio da; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Lira, Gustavo Arruda RamalhoO petróleo vendo sendo utilizado como fonte de energia há cerca de 150 anos. Começando a ser explorado no Oriente Médio e América do Norte, poços mais simples se comparados aos atuais. No Brasil, a exploração de petróleo começou muitos anos depois, no final do século XIX, mas apenas nos anos 1940 foi encontrado petróleo de forma economicamente viável. No Rio Grande do Norte a produção teve seu início na década de 70, e muitos desses poços estão em operação até hoje. A vida útil de um poço é de aproximadamente 25 anos, e na última fase é realizado o abandono permanente. Para o correto abandono de poços a Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) lançou em 2016 o Sistema de Gerenciamento e Integridade de Poços (SGIP) através da Resolução nº 46/2016 que estabeleceu o Conjunto Solidários de Barreira (CSB) como elemento principal para o abandono de poços, assim como O IBP, em 2017, publicou as “Diretrizes para Abandono de Poços” que determina utilização de boas práticas para a realização do abandono dos poços. Outras resoluções foram publicadas para atuarem em conjunto com o SGIP, como o caso da Resolução ANP nº 699 de 2017 e a ANP nº 817 de 2020. O presente trabalho tem como objetivo fazer o levantamento dos regulamentos e diretrizes para o abandono e arrasamento de poços terrestres e uma avaliação comparativa entre os dados apresentados no Painel de Descomissionamento da ANP e o cálculo estimativo realizado por Braga (2021).TCC Síntese de membranas compósitas de polisulfona/resíduo de scheelita para o tratamento de água produzida(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-06-29) Bezerra, Marcos Gomes; Fernandes Júnior, Wilaci Eutrópio; https://orcid.org/0000-0002-5141-7389; http://lattes.cnpq.br/5410991468546309; Leite, Amanda Melissa Damião; Duarte , Lindemberg de Jesus NogueiraA água produzida se caracteriza como o principal resíduo da exploração de petróleo, podendo contribuir com até 99 % da produção de um campo depletado. Diversas metodologias foram desenvolvidas ao longo dos anos com o objetivo de adequar a água produzida para o reuso ou descarte, de acordo com as legislações impostas pelos órgãos de controle ambiental. A utilização de membranas poliméricas em sistemas de microfiltração e ultrafiltração de efluentes vem ganhando interesse da indústria, em função da independência de produtos químicos, baixo gasto energético associado, alta eficiência de separação e a necessidade de pouco espaço para instalações. No presente trabalho, foram desenvolvidas membranas compósitas, utilizando como matriz polimérica a polisulfona (PSU), e como carga, o resíduo de scheelita oriundo da mina Brejuí em Currais Novos/RN. As membranas desenvolvidas foram utilizadas em ensaios de filtração, filtrando água produzida fornecida pela empresa Níon Energia S.A, oriunda do campo de petróleo Galo de Campina, localizado em Dix-Sept Rosado/RN. Constatou se que as membranas produzidas reduziram em mais de 93,85 % e 97,24 % o teor de óleos e graxas e os sólidos suspensos totais, respectivamente, após um ciclo de filtração a 25 psi, e que o resíduo de scheelita melhorou as propriedades desenvolvidas pelas membranas, abrindo precedentes para o uso de resíduos inorgânicos de baixo custo no tratamento de água produzida.TCC Aplicações para o dimensionamento do Bombeio Centrífugo Submerso em ambientes offshore(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-12-16) Oliveira, Ingrid Meira Lima Fernandes de; Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula; Oliva, Gabriel Bessa de Freitas Fuezi; Galvão, Hannah Lícia CruzO Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é um método de elevação artificial que pode ser utilizado tanto em ambientes terrestres quanto em ambientes marítimos que se destaca em condições de altas vazões e, principalmente, de óleo pesado. Entretanto, para produção de óleos pesados o tempo médio entre falhas do BCS não costuma ser superior a dois anos e meio. Visando reduzir o tempo e os custos de intervenção, o Skid e o MoBo (Módulo de Bombeio) são ótimas alternativas para isso por serem instalados fora do poço produtor, no leito marinho e, assim, é possível fazer intervenções mais rápidas e sem necessidade de parar a produção. O adequado dimensionamento desses sistemas é de extrema importância para reduzir custos, com os equipamentos trabalhando dentro das margens operacionais e de segurança. Neste trabalho, é proposto um modelo para o dimensionamento de sistemas de elevação por Bombeio Centrífugo Submerso em Skid e MoBo aplicado em uma ferramenta computacional. Com dados do poço, das propriedades dos fluidos, do reservatório e operacionais, é possível projetar a bomba, o motor e o cabo que pode ser utilizado, levando em consideração as propriedades físicas do escoamento multifásico e as correlações empíricas. Os resultados obtidos se mostram coerentes e satisfatórios, permitindo verificar quais equipamentos são adequados para o poço.TCC Aplicação de fluidos de perfuração não-danificantes na indústria do petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-11-04) Albuquerque, Francisco Samuel Portela de; Santanna, Vanessa Cristina; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson FelipeA indústria do petróleo é uma indústria muito dinâmica, que há sempre a necessidade de melhorar suas tecnologias a fim de aumentar o desempenho da perfuração de poços. Por isso, muitas empresas do setor vêm pesquisando e aperfeiçoando os fluidos de perfuração, fazendo o uso de aditivos para garantir propriedades específicas, evitando assim dano, e garantindo uma boa perfuração. Desse modo, o objetivo geral deste trabalho foi realizar uma pesquisa bibliográfica em 4 artigos científicos sobre a aplicação de fluidos de perfuração não danificantes para fazer uma analogia entre eles. Após a análise desses artigos, pode-se ver quais fluidos causam um menor dano, além dos impactos de outras propriedades como reologia, densidade e qualidade do reboco no desempenho do fluido de perfuração.TCC Avaliação do escorregamento em bombas de cavidades progressivas com dados de teste de bancada(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-10-10) Andrade, Lenise Souza Cardoso de; Costa, Rutácio de Oliveira; http://lattes.cnpq.br/8120964167163666; http://lattes.cnpq.br/0773862790854275; Maitelli, Carla Wilza Souza De Paula; https://orcid.org/0000-0002-3893-6010; http://lattes.cnpq.br/2441911467149645; Silva, Sergio José Goncalves e; http://lattes.cnpq.br/6631304569097881A bomba de cavidades progressivas (BCP) foi proposta por René Moineau em 1930, a partir do princípio da criação de volumes helicoidais formados entre as superfícies de rotor e estator, onde o número de estágios determina a capacidade de pressão. Quando a pressão do sistema ultrapassa o limite de selagem da bomba, válido para um dado número de estágios, ocorre o chamado escorregamento ou refluxo ou slip, o que implica na redução da vazão e da eficiência volumétrica. Neste contexto, este trabalho propõe avaliar a influência da rotação e pressão no escorregamento e qual a influência na eficiência da bomba com dados de teste de bancada. Para isso, avaliou-se cinco conjuntos de resultados de teste de bancada para cinco modelos de bomba BCP e com eles, calculou-se o refluxo em cada pressão de teste, observando o com-portamento do refluxo com o aumento da pressão de teste, comparando as diferenças entre refluxos na mesma pressão e rotações diferentes e comportamento da vazão na curva de per-formance considerando o efeito do refluxo. Além disso, avaliou-se a influência do erro na medição de vazão pelo instrumento utilizado. Com base nos dados estudados, observa-se uma tendência de aumento significativo de refluxo com o aumento da pressão de teste, e uma dife-rença praticamente desprezível em diferentes rotações. Também pode-se observar uma ten-dência de linhas de similaridade nas curvas de performance, e que as bombas apresentam maior eficiência quando operam em rotações mais elevadas.TCC Uso de nanopartículas em fluidos de perfuração(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-02-16) Medeiros, Carlos Silvestre Dantas de.; Santanna, Vanessa Cristina; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Silva, Rhaul Phillypi daA indústria petrolífera mundial necessita de pesquisas permanentes para se modernizar, com o objetivo de melhorar o desempenho na perfuração de poços. Por isso, vem pesquisando a importância das nanopartículas juntamente aos fluidos no processo de perfuração de poços em águas profundas ou rasas. Diante deste cenário, a nanotecnologia está sendo empregada em diversas áreas da indústria de petróleo, onde ela potencializa as propriedades físicas e químicas em concentrações reduzidas e conferi características antes não apresentadas por um dado material. O uso de nanopartículas em fluidos de perfuração modifica suas propriedades reológicas, oferecendo maior estabilidade ao fluido. O objetivo geral deste trabalho foi realizar uma pesquisa bibliográfica em seis artigos científicos para fazer uma analogia entre eles, a fim de conhecer a importância das nanopartículas e sua eficiência em fluidos de perfuração de poços. Após a análise desses artigos, concluiu-se que as nanopartículas beneficiaram diversas propriedades como viscosidade, estabilidade térmica, limite de escoamento, perda de fluido, entre outras, melhorando o desempenho e a qualidade dos fluidos de perfuração.TCC Estudo da injeção contínua de vapor em reservatórios de óleo pesado, usando poços verticais(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-02-15) Silva, Francis Fabien Gomes Casado da; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Dutra Junior, Tárcilo Viana; Santanna, Vanessa CristinaAo longo de anos a indústria de petróleo vem passando por grandes desafios, gerando uma intensa busca de novas reservas e desenvolvimento de tecnologias em exploração e produção. Um dos grandes desafios na indústria petrolífera é a exploração de reservatórios dotados de uma reserva de óleo pesado, pois a alta viscosidade desse tipo de óleo acaba dificultando seu escoamento. Ao longo dos anos injeção de vapor tem sido um dos métodos mais utilizados mundialmente, por se tratar de um método bastante eficaz diminuindo a viscosidade e aumentando a produção do reservatório. Neste trabalho foi utilizado o método de injeção contínua de vapor utilizando malhas de produção five-spot. Além disso, foram realizados estudos com um modelo de fluido variando seus diferentes agrupamentos de pseudocomponentes visando entender a sua influência na produção, no tempo computacional, temperatura e a influência dos parâmetros operacionais e do modelo de fluidos na recuperação do óleo. Para a simulação foram utilizadas as ferramentas do Computer Modelling Group (CMG), no Winprop foram criados os modelos de fluidos, e no Builder foram feitas todas as modelagens de parâmetros do reservatório assim com a criação do mesmo. Para os estudos do método térmico foi utilizado o módulo STARS, dando ênfase para injeção contínua de vapor. Concluiu-se que a utilização de agrupamentos mais simples do fluido base, é viável gerando tempos de simulações computacionais menores, além de apresentar resultados relativamente próximos do fluido original para os parâmetros estudados.TCC Produção de Biogás a partir de resíduos orgânicos visando aplicação em aquecimento e cocção de alimentos em substituição ao gás natural(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-02-11) Matias, Kervyson Cavalcante; Duarte, Lindemberg de Jesus Nogueira; Araújo, Elayne Andrade; Oliveira, Leonardo Asfora de; Alves, Rafaela Brenda de SouzaDevido aos problemas associados a crise energética e a questões ambientais, atualmente é evidente a necessidade por novas fontes de energias renováveis. Neste contexto, uma delas é o biogás, que vem ganhando notoriedade e apresenta boas perspectivas de futuro. O biogás é um biocombustível produzido através da fermentação anaeróbica da matéria orgânica, podendo posteriormente ser convertido em energia térmica ou elétrica. Neste estudo, o biogás foi produzido a partir da matéria orgânica obtida através de parcerias com redes de supermercados e redes de restaurantes. O desenvolvimento deste trabalho teve como objetivo realizar um estudo sobre a produção de biogás a partir de resíduos orgânicos utilizando um biodigestor confeccionado. Além disso, realizou-se estudo preliminar sobre a implementação de uma usina de biogás utilizando os resíduos provenientes do Restaurante Universitário da UFRN, transformando um passivo ambiental em um ativo energético.TCC Fluido de perfuração aquoso viscosificado com atapulgita - efeito da contaminação com hidróxido de cálcio e salmoura(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-02-08) Araújo, Gabriela Carlos Nunes; Santanna, Vanessa Cristina; http://lattes.cnpq.br/0761761152713869; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Silva, Rhaul Phillypi daOs fluidos de perfuração têm grande importância na perfuração de um poço, tendo como funções manter a estabilidade do poço, facilitar a separação dos cascalhos na superfície, mantendo os sólidos em suspensão quando em repouso, ser inerte e não danificar as rochas produtoras. Um contaminante é considerado qualquer material que provoque alterações indesejáveis nas propriedades do fluido de perfuração. A contaminação de fluido aquoso por hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) presente na composição da pasta de cimento do poço pode causar variações indesejáveis nas propriedades do fluido de perfuração, aumentando o volume de filtrado e o pH, retardando a taxa de perfuração, alterando as propriedades reológicas. A contaminação por salmoura pode ser crítico para o fluido de perfuração aquoso aumentando seus parâmetros reológicos. Este trabalho visa analisar o efeito da contaminação por hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) e salmoura em dois fluidos de perfuração aquosos, sendo um viscosificado com polímero e outro viscosificado com argila atapulgita, verificando o quanto essa contaminação altera as propriedades dos fluidos. Os resultados obtidos da contaminação com Ca(OH)2 para o fluido polimérico e viscosificado com atapulgita, e o fluido polimérico contaminado com salmoura mostram que esses podem ser utilizados sem muitos problemas em regiões que não se tenha interesses exploratórios, entretanto não impede que o aumento dessas concentrações de contaminações torne esses fluidos inviabilizados. Os resultados mostraram que o fluido viscosificado com atapulgita é mais resistente a essa contaminação, devido aos baixos valores do volume de filtrado.TCC Óleo lubrificante usado ou contaminado e resíduos associados: diagnóstico, estimativa e perspectivas de um ambiente sustentável(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-02-11) Nascimento, Iredla Rayra Dantas do; Duarte, Lindemberg de Jesus Nogueira; Araujo, Elayne Andrade; http://lattes.cnpq.br/9313101285470466; Lopes, Francisco Wendell BezerraA indústria do petróleo é um dos segmentos que mais causam danos ao meio ambiente. O óleo básico lubrificante, após cumprir o seu papel, perde suas propriedades ótimas e é contaminado com diversos compostos tóxicos, tornando-se um resíduo perigoso que pode provocar danos ambientais imensuráveis. Esse resíduo é denominado de óleo usado ou contaminado (OLUC). Durante a troca do óleo lubrificante automotivo são gerados outros resíduos sólidos como as embalagens plásticas do óleo lubrificante novo e os filtros de óleos usados, considerados como resíduos perigosos. Por essa razão, torna-se imprescindível que o OLUC e os demais resíduos recebam um correto gerenciamento e destinação adequada. Desta forma, a reciclagem do OLUC, conhecida como rerrefino, é o método ambientalmente mais seguro para a destinação final deste resíduo. Este trabalho tem como objetivo realizar um estudo à cerca do gerenciamento destes resíduos (OLUC, embalagens e filtros) a fim de investigar a aplicabilidade da legislação vigente em pontos geradores na cidade de Natal/RN. A metodologia fundamentou-se no levantamento de informações por meio da aplicação de formulários e visitas in loco realizadas em seis empresas, bem como análises de amostras. Os resultados demonstram que os estabelecimentos visitados destinam de forma adequada o OLUC, com o recolhimento do resíduo para um rerrefinador. Porém, em 83% dessas empresas, tanto as embalagens como os filtros de óleos usados, não recebem um gerenciamento correto. Portanto, percebe-se a necessidade de implementar ações que conscientizem de forma conjunta empresas e população sobre os impactos negativos que esses resíduos geram ao meio ambiente e a saúde humana.