Análise da injeção de água de baixa salinidade na recuperação de óleo em microdispositivos de sistemas porosos de PDMS

Detalhes bibliográficos
Ano de defesa: 2019
Autor(a) principal: Saraiva, Thiago Carvalho
Orientador(a): Cruz, Daniel Onofre de Almeida
Banca de defesa: Couto, Paulo, Balbino, Tiago Albertini
Tipo de documento: Dissertação
Tipo de acesso: Acesso aberto
Idioma: por
Instituição de defesa: Universidade Federal do Rio de Janeiro
Programa de Pós-Graduação: Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica
Departamento: Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia
País: Brasil
Palavras-chave em Português:
Recuperação avançada de petróleo
Micromodelos
Fluido de baixa salinidade
Microfluídica
Área do conhecimento CNPq:
CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA MECANICA
Link de acesso: http://hdl.handle.net/11422/13769
Resumo: A pesquisa direcionada à recuperação avançada de petróleo está baseada na melhor compreensão do escoamento dos fluidos em meios porosos. Os experimentos mais usuais são os testes de coreflood, que apresentam alto custo, elevado tempo experimental e a limitação de padronização dos sistemas porosos testados. Nesse sentido, a microfluidica, que já estava presente em outras áreas de pesquisa como a de saúde, farmacêutica, física, química, surgiu como uma alternativa para o desenvolvimento de sistemas porosos representativos, possibilitando a visualização do escoamento em escala de poro, a reprodução de sistemas similares, a redução dos materiais requeridos para teste e a diminuição do tempo, facilitando a interpretação dos resultados obtidos. A presente pesquisa fabricou micromodelos de PDMS de sistemas porosos com características similares as observadas em rochas reservatórios reais e testou a injeção de salmouras com baixa salinidade com íons isolados para identificar a relação das cargas iônicas com o fator de recuperação de óleo. Ao final, a salmoura de NaCl com baixa salinidade, de 5.000 ppm, apresentou um incremento de aproximadamente 5% em comparação com a salmoura de NaCl com alta salinidade, 35.000 ppm.
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Nesse sentido, a microfluidica, que já estava presente em outras áreas de pesquisa como a de saúde, farmacêutica, física, química, surgiu como uma alternativa para o desenvolvimento de sistemas porosos representativos, possibilitando a visualização do escoamento em escala de poro, a reprodução de sistemas similares, a redução dos materiais requeridos para teste e a diminuição do tempo, facilitando a interpretação dos resultados obtidos. A presente pesquisa fabricou micromodelos de PDMS de sistemas porosos com características similares as observadas em rochas reservatórios reais e testou a injeção de salmouras com baixa salinidade com íons isolados para identificar a relação das cargas iônicas com o fator de recuperação de óleo. Ao final, a salmoura de NaCl com baixa salinidade, de 5.000 ppm, apresentou um incremento de aproximadamente 5% em comparação com a salmoura de NaCl com alta salinidade, 35.000 ppm.Enhanced oil recovery research is based in the better understanding of the fluid flow inside de porous. The more common experiments are the corefloodings, very expensive, take a long time to perform and the limitation to get similar core samples to test. In this sense, microfluidics, already part of other research areas: health, pharmaceutical, physics, chemistry, emerged like an alternative to develop representative porous medias, able to visualize flow in porous scale, reproduce similar porous structures, reduction the materials in each test and save time, facilitating the interpretation the results. This research manufactured PDMS porous media micromodels with porous structure similar of the reservoir rock samples and tested different brine, with separated ions, to identify the relation between ionic charges and oil recovery factor. In the end, the low salinity NaCl brine (5.000 ppm) presented an incremental around 5% in comparison to high salinity NaCl brine (35.000 ppm).Submitted by Marlon Silva (marlonviniciuspacheco@gmail.com) on 2021-02-20T17:38:00Z No. of bitstreams: 1 ThiagoCarvalhoSaraiva.pdf: 4516491 bytes, checksum: bb22c542881d43297799c3a0ce45c57c (MD5)Made available in DSpace on 2021-02-20T17:38:00Z (GMT). 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