Análise Numérico-experimental de Rochas Carbonáticas Sintéticas Submetidas à Injeção de Um Fluido Reativo

• Autor(a) principal: Melo, Luciana Mendes Pessoa de
• Data de Publicação: 2012
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFPE
• Texto Completo: https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/10659
• topic: Reservatório de Petróleo; Armazenamento de CO2; Interação Rocha-fluido Reativo

O armazenamento geológico de dióxido de carbono representa uma das soluções mais interessantes para a redução das emissões de gases de efeito estufa, cujo aumento nas últimas décadas tem contribuído na alteração do clima global. Formações sedimentares confinadas em regiões profundas tais como reservatórios de petróleos depletados, têm representado um potencial para o armazenamento de carbono em larga escala, por apresentarem segurança e grande capacidade de estocagem e pela ampla ocorrência em escala global. Entretanto, a injeção em larga escala de fluidos reativos líquidos ou gasosos, assim como CO2, em reservatórios de petróleo pode induzir uma complexa interação de fluxo multi-fásico através dos processos de difusão, convecção, dissolução, precipitação além de outras reações químicas. Dependendo da composição e distribuição dos minerais das rochas, as interações rocha-fluido reativo podem ter um impacto significativo na estrutura da matriz porosa. Para o processo de injeção de CO2, estes fenômenos podem comprometer a segurança e a capacidade do armazenamento. A pesquisa aqui apresentada tem como finalidade analisar as interações geoquímicas observadas a partir da injeção de um fluido reativo em uma rocha carbonática sintética, bem como avaliar o efeito dessas interações nas propriedades petrofísicas (permeabilidade e porosidade) do meio poroso sintético. Neste contexto, foram realizados experimentos em laboratório utilizando rochas carbonáticas sintéticas para simular as condições de reservatório em presença de uma solução ácida injetada. Além disso, foi realizado um estudo prévio, através de modelagens numéricas, para verificar os impactos que a injeção do fluido reativo pode causar aos minerais do reservatório, como a dissolução dos minerais existentes e/ou a precipitação de novos minerais, e como essas reações geoquímicas podem afetar a permeabilidade e porosidade da rocha reservatório, utilizando os dados experimentais. Observou-se nos experimentos realizados um aumento de permeabilidade e porosidade nas rochas carbonáticas sintéticas, após a passagem da solução ácida. Esta alteração nas propriedades foi induzida pela formação de caminhos preferencias de fluxos, ou wormholes, devido a dissolução do mineral calcita presente nas rochas carbonáticas sintéticas. Além disso, os resultados numéricos demostraram que a formação dos wormholes foi motivada por áreas de maior concentração de mineral e por áreas de maior permeabilidade na face de injeção, o que resultou no avanço preferencial da dissolução nestes locais, assim como foi observado nos ensaios experimentais.