Modelagem da tensão interfacial em fluidos de reservatório e simulação dos seus efeitos na recuperação avançada de petróleo via injeção de dióxido de carbono

• Autor(a) principal: Lins, Igor Emanuel da Silva
• Data de Publicação: 2021
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFBA
• Texto Completo: http://repositorio.ufba.br/ri/handle/ri/33819
• topic: Engenharias; Engenharia química; Engenharia de reservatórios de petróleo; Pré-sal; CO2; Recuperação avançada de petróleo; Tensão interfacial; Simulação numérica de reservatórios

A recuperação avançada de petróleo por injeção de CO2 é uma das técnicas de recuperação mais empregadas mundialmente devido à sua alta capacidade de elevar o fator de recuperação de petróleo. No contexto dos reservatórios do pré-sal, as técnicas de recuperação por injeção de CO2 são especialmente indicadas devido ao elevado teor de CO2 no gás associado produzido, oferecendo vantagens econômicas e operacionais para a sua reinjeção. Além disso, a injeção de CO2 como método de recuperação se insere no contexto do armazenamento geológico de carbono, a fim de promover a mitigação das emissões de gases de efeito estufa para a atmosfera. A tensão interfacial é uma propriedade chave para o desempenho dos métodos de recuperação por injeção de CO2, pois afeta a molhabilidade, a pressão capilar e as permeabilidades relativas, controlando a distribuição e o deslocamento dos fluidos no interior do reservatório. Assim, é de grande relevância a modelagem e o acompanhamento do comportamento da tensão interfacial em condições de reservatório. Buscando preencher lacunas identificadas na literatura, esta dissertação tem como objetivo estudar a modelagem empírica e semiempírica da tensão interfacial CO2-fase aquosa em condições de reservatório, propondo equações de cálculo dessa propriedade através de abordagens inéditas. Além disso, também é um objetivo compreender os efeitos da tensão interfacial CO2-óleo em processos de injeção de CO2 usando simulação numérica de reservatórios. Para tanto, avaliou-se o comportamento das principais propriedades do reservatório à luz da tensão interfacial e se estabeleceu uma relação qualitativa entre o comportamento da tensão interfacial e o fator de recuperação de petróleo. Os resultados indicaram uma boa acurácia na modelagem da tensão interfacial CO2-fase aquosa, destacando-se o caráter simplificado dos modelos propostos, sendo o seu uso apropriado para fins de simulação numérica de reservatórios. Os resultados de simulação demonstraram que as propriedades mais relevantes da recuperação podem ser interpretadas a partir da análise do comportamento da tensão interfacial CO2-óleo, por ser uma propriedade representativa do processo de recuperação, que apresenta melhores desempenhos quanto menor for a tensão interfacial CO2-óleo.