Simulação numérica do escoamento de solução salina com CO2 dissolvido em rochas carbonáticas

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Machado, Alex Vinicius Lopes
Data de Publicação: 2015
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFPR
Texto Completo: https://hdl.handle.net/1884/41397
Resumo: Orientador : Prof. Dr. Luiz Fernando de Lima Luz Junior
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spelling Takeshita, Elaine Vosniak, 1961-Universidade Federal do Paraná. Setor de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia QuímicaLuz Junior, Luiz Fernando de Lima, 1966-Machado, Alex Vinicius Lopes2024-01-24T19:18:46Z2024-01-24T19:18:46Z2015https://hdl.handle.net/1884/41397Orientador : Prof. Dr. Luiz Fernando de Lima Luz JuniorCoorientadora : Profª. Drª. Elaine Vosniak TakeshitaDissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química. Defesa: Curitiba, 31/08/2015Inclui referências : p.98-106Área de concentração: Desenvolvimento de processo químicosResumo: A injeção de dióxido de carbono em reservatórios carbonáticos pode contribuir para uma recuperação adicional de petróleo, em processos de injeção alternada de água e gás, e contribuir para mitigação do aquecimento global, através da tecnologia de armazenamento geológico de dióxido de carbono por longos períodos. No entanto, estas tecnologias envolvem fenômenos de microescala que não são completamente descritos em simuladores de reservatório, como as alterações de porosidade e permeabilidade devido ao transporte reativo. Este trabalho apresenta uma metodologia para simular computacionalmente a injeção de dióxido de carbono dissolvido em água salgada em amostras de rocha carbonáticas, compostas por calcita. As simulações foram conduzidas no Ansys Fluent ®, um software de fluidodinâmica computacional, onde foram implementadas sub-rotinas para descrever o transporte reativo, a variação de porosidade e permeabilidade ao longo do tempo e o perfil inicial de porosidade de rochas reais. Os testes com o modelo matemático proposto foram realizados em quatro etapas. Primeiramente, verificou-se a capacidade do modelo de descrever resultados experimentais. Para esta etapa, utilizou-se dados experimentais da literatura para simular o escoamento reativo em único poro. Estes testes demonstraram que o modelo conseguiu predizer a concentração de íon cálcio na saída do poro. Na segunda etapa, foram realizados testes em plugue sobre uma amostra de rocha sintética de 10 mm de diâmetro por 33 mm de comprimento. Estes testes tinham o objetivo de avaliar o efeito da pressão de dióxido de carbono em equilíbrio com a água salgada e a vazão sobre os padrões de dissolução observados. Foram avaliadas duas pressões de equilíbrio de CO2 com água salgada, 60 e 100 atm, e cinco velocidades médias de injeção, 1x10-3, 3x10-4 , 3x10-5 , 6x10-6 e 8x10-8 m/s, totalizando 10 testes computacionais. Caminhos preferenciais, conhecidos na literatura como wormholes, foram observados em velocidades acima de 8x10-8 m/s para ambas as pressões de injeção. Os resultados obtidos demonstraram a capacidade do modelo proposto de descrever o comportamento de dissolução tridimensional, observado em testes experimentais semelhantes. Na terceira etapa, foram utilizados dados iniciais de porosidade de uma amostra de rocha carbonática proveniente da formação do Pamukkale, na Turquia, com dimensões de 7,736 x 8,001 x 5,533 mm. Este teste foi realizado para analisar a influência da hetorogeneidade de amostras reais sobre comportamento de dissolução. Os resultados com a amostra real apresentaram resultados na variação de concentração de cálcio, pH e padrão de dissolução semelhantes a testes experimentais da literatura. Na última etapa, comparou-se todos os casos em termos de números adimensionais, e verificou-se uma relação destes com os padrões observados após a injeção. Conclui-se que a metodologia proposta neste trabalho pode contribuir no entendimento de processos que envolvam a injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos, e que juntamente com testes experimentais, podem fornecer informações para serem incorporadas em simuladores de reservatórios, em etapas futuras.Abstract: The injection of carbon dioxide into carbonate reservoirs can lead to an additional oil recuperation, by the water alternating gas process technology, or can contribute to global warming mitigation, by carbon capture and storage technology for extend periods of time. However, these technologies are related with microscale processes that are not completely described in reservoir simulators, such as the porosity and permeability evolution due to reactive transport. This work introduces a methodology to computationally simulate the injection of brine with dissolved carbon dioxide into carbonate rocks samples, made of calcite. The simulations are executed in the Ansys Fluent ®, a computation fluid dynamics software, where subroutines were implemented to describe the reactive transport, the porosity and permeability evolution and the initial porosity distribution of real rock cores. The tests with the proposed matematical model are conduced in four steps. First, we analyzed the model's ability to predict experimental results. For this task, the experimental data of literature to simulate a reactive flow in a single pore was used. The results showed the model was capable of predicting the calcium ion concentration at the outlet pore. In the second step, plug tests were performed with a synthetic rock sample of 10 mm of diameter and 33 mm of length. These tests were designed to analyze the influence of the carbon dioxide pressure equilibrated with brine and the flow rate on observed dissolution patterns. We tested two carbon dioxide equilibrium pressures with brine, 60 and 100 atm, and five average injection velocities, 1x10-3, 3x10-4, 3x10-5, 6x10-6 e 8x10-8 m/s, performing ten injection tests. Preferential paths, often referred to in literature as wormholes are observed at velocities greather than 8x10-8 m/s, for both carbon dioxide pressures. The results demonstrated the model's ability to describe three-dimensional dissolution behavior observed in similar experimental tests. In the third step, we used initial porosity data of a carbonate rock sample from Pamukkale formation, located in Turkey, with dimensions of 7.736 x 8.001 x 5.533 mm. This test was conducted to analyse the influence of heterogeneity of real samples on the dissolution behaviour. The results with real samples showed a variation of pH, ion calcium concentration and dissolution patterns similar with literature results. In the last step, we compared all the simulation results with dimensionless numbers, and we observed a relation between this numbers and the observed patterns after the injection. We concluded that the proposed methodology in this work can contribute for the understanting of processess related to injection of carbon dioxide into carbonates reservoirs, and with experimental tests, it can provide informations to add in reservoir simulations, in the future.106 p. : il. algumas color., tabs.application/pdfDisponível em formato digitalEngenharia QuímicaRochas carbonaticasDioxido de carbonoReservatóriosSimulação numérica do escoamento de solução salina com CO2 dissolvido em rochas carbonáticasinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisporreponame:Repositório Institucional da UFPRinstname:Universidade Federal do Paraná (UFPR)instacron:UFPRinfo:eu-repo/semantics/openAccessTEXTR - D - ALEX VINICIUS LOPES MACHADO.pdf.txtExtracted Texttext/plain166425https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/41397/1/R%20-%20D%20-%20ALEX%20VINICIUS%20LOPES%20MACHADO.pdf.txt2d9b2c0d59c3f9b2852ca9d2f8cfbe6cMD51open accessORIGINALR - D - ALEX VINICIUS LOPES MACHADO.pdfapplication/pdf4863408https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/41397/2/R%20-%20D%20-%20ALEX%20VINICIUS%20LOPES%20MACHADO.pdf064ce08d20ed747e5ad08377da37818fMD52open accessTHUMBNAILR - D - ALEX VINICIUS LOPES MACHADO.pdf.jpgGenerated Thumbnailimage/jpeg1234https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/41397/3/R%20-%20D%20-%20ALEX%20VINICIUS%20LOPES%20MACHADO.pdf.jpg1b9d6739ad8a121046fbf3941437a8c9MD53open access1884/413972024-01-24 16:18:46.111open accessoai:acervodigital.ufpr.br:1884/41397Repositório de PublicaçõesPUBhttp://acervodigital.ufpr.br/oai/requestopendoar:3082024-01-24T19:18:46Repositório Institucional da UFPR - Universidade Federal do Paraná (UFPR)false
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