PEI PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA INDUSTRIAL (PEI) ESCOLA POLITÉCNICA Telefone/Ramal: (71) 99336-6568/9811

Banca de DEFESA: ÁRLEY SOUZA CARVALHAL

Uma banca de DEFESA de MESTRADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : ÁRLEY SOUZA CARVALHAL
DATA : 15/12/2020
HORA: 14:00
LOCAL: videoconferência na plataforma RNP (sala PEI-UFBA)
TÍTULO:

SIMULAÇÃO DE INJEÇÃO DE ÁGUA DE BAIXA SALINIDADE E CO2 EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO: O EFEITO DA CONCENTRAÇÃO DE CO2 E DO MODELO DE PERMEABILIDADE RELATIVA TRIFÁSICA.


PALAVRAS-CHAVES:

campos de pré-sal, captura de CO2, injeção de água de baixa salinidade.


PÁGINAS: 112
RESUMO:

A alta concentração de CO2 presente nos campos do Pré-sal brasileiro, tipicamente entre 20 e 44% molar, é tanto um desafio quanto uma oportunidade. O CO2 separado do gás produzido não pode ser lançado na atmosfera devido a restrições ambientais. Uma das formas de captura e armazenamento de CO2 é a sua reinjeção no reservatório. Essa dissertação investiga uma técnica de recuperação avançada de petróleo que envolve a reinjeção de CO2, a saber, a injeção de água de baixa salinidade e CO2 (CO2LSWAG). Essa técnica apresenta a vantagem de combinar efeitos geoquímicos decorrentes da injeção de água de baixa salinidade com a captura e armazenamento de CO2, que por si só também pode promover recuperação adicional de petróleo. Os efeitos geoquímicos que aparecem devido à injeção de água de baixa salinidade levam à mudança de molhabilidade da rocha do reservatório, que passa a um estado mais molhável a água, aumentando a permeabilidade relativa do óleo, que propicia maiores fatores de recuperação de óleo. Nesse contexto, os efeitos de duas variáveis importantes na recuperação de óleo são investigados nesse trabalho: i. o efeito da concentração de CO2 do reservatório; ii. o efeito da permeabilidade relativa trifásica. A concentração de CO2 afeta o desempenho da técnica CO2LSWAG de três maneiras. Em primeiro lugar, porque altera as propriedades termodinâmicas do óleo. Em segundo lugar, porque a concentração de CO2 determina a quantidade de gás disponível para a reinjeção. E por último, porque ocorrem reações do CO2 com os minerais presentes na rocha e a taxa de reação é função da sua concentração. A permeabilidade relativa trifásica é uma propriedade dos fluidos em meio poroso cuja medida é difícil e custosa. Por este motivo, a prática comum é tentar a sua predição com correlações que utilizam dados bifásicos. Como a técnica CO2LSWAG é inerentemente trifásica (envolvendo as fases de óleo, água e gás), o modelo de permeabilidade relativa trifásica tem importante impacto nas predições de recuperação de petróleo. Utilizando um simulador comercial, diferentes cenários e modos de produção foram simulados a fim de avaliar os efeitos da concentração de CO2 do reservatório e da permeabilidade relativa trifásica no método de recuperação CO2LSWAG. Os resultados confirmaram o esperado, ou seja, que ambos os fatores têm relevante impacto na predição de recuperação de petróleo e devem ser criticamente avaliados.


MEMBROS DA BANCA:
Presidente - 1523793 - SILVIO ALEXANDRE BEISL VIEIRA DE MELO
Interno - 2199115 - CRISTIANO HORA DE OLIVEIRA FONTES
Externo à Instituição - LUIZ ERALDO ARAÚJO FERREIRA
Notícia cadastrada em: 11/12/2020 08:27
SIGAA | STI/SUPAC - - | Copyright © 2006-2022 - UFBA