Interações CO2-fluido-rocha aplicadas à injeção de fluidos em reservatórios do pré-sal

Detalhes bibliográficos
Ano de defesa: 2021
Autor(a) principal: Pereira, Nalini da Silva
Orientador(a): Não Informado pela instituição
Banca de defesa: Não Informado pela instituição
Tipo de documento: Dissertação
Tipo de acesso: Acesso aberto
Idioma: por
Instituição de defesa: Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul
Escola Politécnica
Brasil
PUCRS
Programa de Pós-Graduação em Engenharia e Tecnologia de Materiais
Programa de Pós-Graduação: Não Informado pela instituição
Departamento: Não Informado pela instituição
País: Não Informado pela instituição
Palavras-chave em Português:
EOR
Rochas Carbonáticas
Pré-Sal
CO2
Armazenamento Geológico
Carbonate Rocks
Pre-salt
Geological Storage
ENGENHARIAS
Link de acesso: http://tede2.pucrs.br/tede2/handle/tede/9850
Resumo: A recuperação avançada de óleo (Enhanced Oil Recovery - EOR) através da injeção de água do mar, é uma das técnicas mais aplicadas para manter a pressão do reservatório depois da depleção primária, em virtude da abundância de água nas proximidades dos reservatórios e eficiência para deslocar o óleo. Salienta-se que o Pré-sal apresenta altas quantidades de dióxido de carbono (CO2) em sua composição, e com o compromisso global de reduzir as emissões de gases que causam o efeito estufa, o armazenamento geológico é uma boa alternativa para evitar os danos ambientais causados pela emissão deste gás. Desta forma este trabalho teve como objetivo estudar amostras de rocha pulverizada retiradas de um reservatório do pré-sal, e simular os efeitos da injeção de água do mar em altas concentrações de CO2, seja para recuperação avançada de petróleo ou armazenamento geológico de carbono. As interações foram estudadas por meio de experimentos em escala de laboratório, simulando as condições geológicas em reatores (pressão 250 bar de CO2 e 60 °C), através da a alteração no equilíbrio químico no seu interior por intermédio de diluições com água de injeção, observando a interação CO2-fluido-rocha na integridade do reservatório e nos processos de recuperação avançada de petróleo ou armazenamento geológico de CO2. Para a caracterização das rochas pré e pós experimentos, foram realizadas análises de Microscopia Eletrônica de Varredura com Espectroscopia por Energia Dispersiva (MEV EDS) e Difratometria de raios X (DRX). Análises da solução salina antes, durante e após os experimentos foram realizadas por Cromatografia Iônica e Espectroscopia de Emissão Ótica e Plasma Indutivamente Acoplado (ICP - OES) para identificar os íons presentes na solução. Os resultados obtidos neste estudo demostraram variação das taxas de dissolução mineral durante todo o período experimental, com maior evidência nas primeiras horas de reação. Não foi verificada a ocorrência de precipitação.
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