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PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA Na última década a participação dos campos do Pré-Sal brasileiro na produção nacional de petróleo aumentou substancialmente, tornando esses campos responsáveis por mais da metade da produção nacional e com perspectiva de crescimento para os próximos anos. Os reservatórios de petróleo encontrados nessa região são caracterizados por espessuras que podem variar de poucas dezenas a centenas de metros, rochas com boas qualidades permo-porosas e presença de óleo leve, com elevado teor de gás associado e com contaminantes como CO2. Por estas características, diversos sistemas de produção instalados nestes reservatórios foram preparados e deverão adotar o método de recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás. No presente trabalho foi feita uma análise paramétrica sobre a influência que propriedades de reservatório como espessura porosa, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e razão kv/kh, e variáveis operacionais como vazão de operação, razão WAG e tempo de ciclo podem gerar no fator de recuperação em um cenário de produção típico do Pré-Sal brasileiro com e sem o efeito de segregação gravitacional. Pela comparação dos resultados em diversos casos de simulação numérica, foi possível identificar as variáveis com maior impacto e a influência decorrente do efeito gravitacional. Em seguida, a partir de uma análise de sensibilidade foi gerada uma equação para estimar o fator de recuperação em função das variáveis selecionadas. Números adimensionais propostos na literatura para avaliar a segregação gravitacional de fluidos em meio poroso foram calculados e utilizados para gerar outras equações para estimar o fator de recuperação. As estimativas do fator de recuperação feitas por cada função foram comparadas com os valores simulados para cada caso e foram identificadas as funções que apresentaram as estimativas mais próximas. Tais funções poderão ser utilizadas para estimar o fator de recuperação no cenário proposto e com aplicação em análises preliminares para projetos de desenvolvimento de campos de petróleo. In the last decade, the contribution of Brazilian pre-salt fields in the national oil production has increased substantially, setting these fields as responsible for more than half of the national production and with growth perspectives for years to come. The oil reservoirs found in this region are characterized by thicknesses which can vary from a few tens to hundreds of meters, rocks with favorable matrix properties, and the presence of light oil with a high associated gas content and contaminants such as CO2. Due to these characteristics, several production systems installed in these reservoirs were prepared and should adopt water alternating gas injection as supplementary recovery method. In the present study, a parametric analysis was performed on the influence that reservoir properties as porous thickness, horizontal permeability, vertical permeability, and kv/kh ratio, and operating variables as operating flow rate, WAG ratio, and cycle time can provoke in the recovery factor in a typical Brazilian pre-salt production scenario with and without the effect of gravitational segregation. By comparing the results in several cases of numerical simulation it was possible to identify the variables with the greatest impact and the influence of the gravity effect on recovery. From a sensitivity analysis, equations to estimate the recovery factor as a function of the selected variables or as a function of dimensionless numbers proposed in the literature to assess the gravitational segregation of fluids in porous media were adjusted. The recovery factor estimates made with each function were compared with the simulated values for each case and the functions that presented the best estimates were identified. Such functions can be used to estimate the recovery factor in the application scenario with application in preliminary analyzes for oil field development projects.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA Em reservatórios de gás retrógrado com pressões inferiores à pressão de orvalho, a produtividade dos poços pode ser comprometida devido ao aparecimento e acúmulo da fase líquida nas suas imediações. Este fenômeno é conhecido como bloqueio por condensação retrógrada e está associado à uma série de desafios para compreendê-lo. Um deles é a determinação da permeabilidade relativa das fases líquida e gasosa, que comumente advém de curvas de permeabilidade obtidas a partir da extrapolação de poucos dados experimentais. Dessa forma, elas tendem a não representar fielmente efeitos importantes para o escoamento, comprometendo a precisão da modelagem do fluxo no meio poroso. A fim de investigar o efeito das curvas de permeabilidade relativa sobre a formação de bancos de condensado, foi desenvolvido um modelo composicional em escala de reservatório para o estudo do escoamento de gás e condensado. Com o modelo, o uso de curvas de permeabilidade relativa obtidas através de simulação do escoamento de gás retrógrado na escala de poros e de correlações propostas na literatura foi avaliado. Considera-se: sistema isotérmico, escoamento bifásico e incorporação dos efeitos de forças capilares por meio do modelo de permeabilidade relativa. Equações de balanço molar e consistência de volume formam um sistema não linear resolvido pelo método de Newton que fornece pressão e número de mols de cada componente, em todos os volumes de controle do modelo, a cada passo de tempo. Para o equilíbrio de fases, a equação de Peng & Robinson foi implementada com uma rotina de flash a pressão e temperaturas constantes. O modelo foi validado contra a solução analítica para sistema monofásico e por fim, o simulador obteve a evolução temporal das curvas de pressão e saturação em função da distância do poço, a fim de comparar o efeito dos diferentes modelos de curvas de permeabilidade relativa na predição do bloqueio por condensado. Os resultados foram obtidos variando-se a permeabilidade absoluta do meio e a vazão de gás imposta no poço, e o impacto desses parâmetros no acúmulo de condensado foi avaliado. In gas-condensate reservoirs with pressures below the dew pressure, the productivity of wells can be compromised due to the accumulation of liquid in their surroundings. This phenomenon is known as condensate blockage and there are many challenges to understanding the formation of condensate banks. One of them is the determination of the relative permeability of the liquid and gas phases, which commonly comes from permeability curves obtained from the extrapolation of few experimental data. Thus, they tend not to reliably represent important effects for the flow, compromising the precision of the flow modeling in the porous medium. In order to investigate the effect of relative permeability curves on the formation of condensate banks, a reservoir-scale compositional model was developed for the study of flow of gas and condensate. With the model, the use of relative permeability curves obtained by simulating the gas-condensate flow at the pore-scale and with correlations proposed in the literature was evaluated. It is considered: isothermal system, two-phase flow and incorporation of capillary force effects through the relative permeability model. Molar balance and volume consistency equations form a nonlinear system solved by Newton s method that provides pressure and number of moles of each component, in all control volumes of the model, at each time step. For the phase equilibrium, calculations of the Peng & Robinson equation was implemented in a constant pressure and temperature flash routine. The model was validated against the analytical solution for single-phase flow and, finally, the simulator obtained the temporal evolution of the pressure and saturation as a function of the distance from the well, in order to compare the effect of different models of relative permeability curves in the prediction of condensate blockage. The results were obtained by varying the absolute permeability of the medium and the gas flow imposed in the well, and the impact of these parameters on the accumulation of condensate was evaluated.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA A formação e o acúmulo de condensado em reservatórios de gás retrógrado, especialmente na vizinhança de poços de produção, obstruem parcialmente o fluxo de gás e afetam negativamente a composição dos fluidos produzidos. Entretanto, a previsão de bloqueio por condensado é comumente imprecisa, visto que experimentos raramente reproduzem as condições extremas e composições complexas dos fluidos dos reservatórios, enquanto a maioria dos modelos em escala de poros simplificam demasiadamente os fenômenos físicos associados à transição de fases entre gás e condensado. Para corrigir essa lacuna, um modelo de rede de poros isotérmico composicional e totalmente implícito é apresentado. As redes de poros propostas consistem em estruturas tridimensionais de capilares constritos circulares. Modos de condensação e padrões de escoamento são atrubuídos aos capilares de acordo com a molhabilidade do meio, as saturações locais e a influência de forças viscosas e capilares. Nos nós da rede, pressão e conteúdo molar são determinados através da solução acoplada de equações de balanço molar e consistênc ia de volumes. Concomitantemente, um cálculo de flash à pressão e à temperatura constantes, baseado na equação de estado de Peng e Robinson, é realizado em cada nó, atualizando as saturações e composições das fases. Para a validação do modelo proposto, análises de escoamento foram executadas baseadas em experimentos de escoamento em testemunho reportados na literatura, usando composição dos fluidos e condições de escoamento correspondentes, e geometria do meio poroso aproximada. Curvas de permeabilidade relativa medidas nos experimentos e previstas pelo modelo mostraram boa concordância quantitativa, para dois valores de tensão interfacial e três valores de velocidade de escoamento de gás. Após a validação, o modelo foi usado para avaliar alteração de molhabilidade e injeção de gás como possíveis métodos de recuperação avançada para reservatórios de gás retrógrado. Os resultados exibiram tendências similares àquelas observadas em experimentos de escoamento em testemunhos, e condições ótimas para melhoramento do escoamento foram identificadas. Liquid dropout and accumulation in gas-condensate reservoirs, especially in the near wellbore region, hinder gas flow and affect negatively the produced fluid composition. Yet, condensate banking forecasting is commonly inaccurate, as experiments seldom reproduce reservoir extreme conditions and complex fluid composition, while most pore-scale models oversimplify the physical phenomena associated with phase transitions between gas and condensate. To address this gap, a fully implicit isothermal compositional pore-network model for gas and condensate flow is presented. The proposed pore-networks consist of 3D structures of constricted circular capillaries. Condensation modes and flow patterns are attributed to the capillaries according to the medium s wettability, local saturations and influence of viscous and capillary forces. At the network nodes, pressure and molar contents are determined via the coupled solution of molar balance and volume consistency equations. Concomitantly, a PT-flash based on the Peng-Robinson equation of state is performed for each node, updating the local phases saturations and compositions. For the proposed model validation, flow analyses were carried out based on coreflooding experiments reported in the literature, with matching fluid composition and flow conditions, and approximated pore-space geometry. Predicted and measured relative permeability curves showed good quantitative agreement, for two values of interfacial tension and three values of gas flow velocity. Following the validation, the model was used to evaluate wettability alteration and gas injection as prospect enhanced recovery methods for gas-condensate reservoirs. Results exhibited similar trends observed in coreflooding experiments and conditions for optimal flow enhancement were identified.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO CONSELHO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO CIENTÍFICO E TECNOLÓGICO Devido à diminuição do número de descobertas de novas reservas de óleo e gás nas últimas décadas, as companhias de petróleo têm demonstrado um interesse cada vez maior em melhorar a eficiência dos processos de recuperação de óleo. Geralmente, após as fases de recuperação primário e secundário, uma grande quantidade de óleo permanece dentro do reservatório, pois a extração se torna não rentável. Assim, cresce o número de estudos voltados para a recuperação avançada de petróleo, com o objetivo de obter uma melhor fração de recuperação. O foco deste trabalho é estudar os fundamentos do deslocamento de óleo em meios porosos usando um microscópio confocal de varredura a laser, que possibilita visualizações 3D com boa resolução. A análise foi no deslocamento de óleo resultante da injeção de uma suspensão de capsulas de goma gelana em água após a injeção de água. Estas capsulas, movendo com a água, bloqueiam alguns dos caminhos preferenciais e forçam a água a deslocar uma parte do óleo preso. O resultado alcançado foi uma coleção de imagens 3D de meios porosos artificiais, nas quais foi possível distinguir a distribuição das fases (microcápsulas, fase aquosa e oleosa) dentro dos meios porosos, antes e após a injeção das microcápsulas. Essas imagens mostraram que as microcápsulas de goma gelana bloqueiam os caminhos preferenciais da água e que, após o bloqueio, alguns gânglios de óleo foram deslocados de suas posições originais. Esta tese aplica técnicas modernas de microscopia para examinar o conceito por trás da recuperação avançada de óleo usando microcápsulas. Thanks to decay of new discoveries of oil and gas reserves in the past decades, oil companies have a growing interest in the increase of oil recovery efficiency. Commonly, after primary and secondary recovery phases, a largeamount of oil remains inside the reservoir, as it becomes unprofitable to continue the extraction. Thus, the number of studies focused on enhanced oil recovery is growing, aiming to obtain a better recovery fraction. The focus of this work is to study the fundamentals of oil displacement in porous media using a confocal laser scanning microscope, which enables 3D visualization with a good resolution. The analysis was on oil displacement that results from the use of a suspension of gellan gum microcapsules in water injected after water injection. These microcapsules, moving along with the water, blocked some of the preferential paths and forced the water to displaces parcels of the trapped oil. The result achieved was a collection of 3D images from artificial porous media, in which it was possible to distinguish the distribution of phases (microcapsules, oil, and aqueous phases) inside the porous media, before and after the microcapsules injection. These images showed that indeed the gellan gum microcapsules blocked preferential water paths and that, after the blockage, some oil ganglia were displaced from their original positions. This thesis applies modern techniques of microscopy to investigate the concept behind enhanced oil recovery using microcapsules.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA A estimativa de produção de petróleo é um dos parâmetros essenciais para mensurar a economicidade de um campo e, para tanto, existem várias técnicas convencionais na área da engenharia de petróleo para predizer esse cálculo. Essas técnicas abrangem desde modelos analíticos simplificados até simulações numéricas mais complexas. Este trabalho propõem o uso de Redes Neurais Artificias (RNA) para prever uma curva de produção de óleo que mais se aproxime da obtida por um simulador numérico. A metodologia consiste na utilização da rede neural do tipo feedforward para a previsão da vazão inicial e da curva de produção ao longo de dez anos para um poço produtor de óleo. Essa metodologia tem aplicação prática na área da exploração, visto que, nessa fase, ainda há muita incerteza sobre a acumulação de petróleo e, portanto, os modelos de reservatório tendem a não ser complexos. Os resultados foram obtidos a partir do treinamento de RNAs com dados coletados do simulador numérico IMEX, cujas saídas foram posteriormente comparadas com os dados originais da simulação numérica. Foi possível obter uma precisão de 97 por cento na estimativa da vazão inicial do poço produtor de óleo. A previsão da curva de produção apresentou um erro percentual médio absoluto inferior a 10 por cento nos dois primeiros anos. Apesar dos valores de erro terem crescido ao longo dos últimos anos, eles são menores quando comparados com a metodologia de declínio exponencial e com a regressão linear múltipla. Production forecasting is one of the essential parameters to measure the economics of an oil field. There are several conventional techniques in petroleum engineering to estimate the production curve. They range from simplified analytical models to complex numerical simulations. This study proposes the use of Artificial Neural Networks (ANN) to predict an oil production curve that approximates to a numerical simulator curve. The methodology consists of using a feedforward neural network to predict the initial flow and the production forecast over ten years of an oil well. This methodology has practical application in the exploration area, since, at this stage, there is still much uncertainty about the oil accumulation, so the reservoir models tend not to be complex. The results were obtained from the ANN training with data collected from the numerical simulator IMEX, whose outputs were later compared with the original data of the numerical simulation. It was possible to get an estimate for the oil initial flow forecast with an accuracy of 97 percent. The production forecast had a mean absolute percentage error of less than 10 percent in the first two years. Despite the increasing error values over the years, they are smaller when compared to those obtained from the exponential decline and multiple linear regression.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA O crescente uso de modelos integrados de produção (MIP) na indústria de petróleo como solução para representar o potencial de uma jazida se justifica pelos atuais cenários encontrados para o desenvolvimento de novos projetos, caracterizado por baixos preços de venda do petróleo e conceitos de produção de alta complexidade. Esta abordagem, em que diferentes partes de um sistema de produção são integradas, permite ao usuário um entendimento detalhado das interações entre reservatório, poços e rede de escoamento, e facilita a detecção de gargalos e consequentemente a otimização do plano de explotação. Neste contexto, é fundamental obter uma modelagem satisfatória do fluido em todo o sistema de produção. O modelo deve honrar tanto o escoamento no meio poroso, isotérmico, quanto o escoamento nos poços e dutos, que precisa ser caracterizado em várias temperaturas. Além disso, o modelo deve ter tempo de simulação adequado. Uma maneira criteriosa de modelar as propriedades de um fluido é através do ajuste de uma equação de estado (EOS). Uma EOS detalhada com 24 componentes determinada por cromatografia gasosa e EOS simplificadas com 14, 9, 7, 6, 5 e 4 pseudocomponentes foram geradas para avaliar este problema. As EOS foram usadas para representar as propriedades PVT em um MIP e ao final foram comparadas as respostas das EOS simplificadas e detalhadas, a fim de estabelecer resultados adequados com um tempo computacional adequado. Os resultados obtidos mostram que o uso de EOS excessivamente simplificadas, apesar da melhoria no tempo computacional, podem gerar resultados insatisfatórios em modelos integrados de produção. The growing use of integrated production models (IPM) in the oil industry as a solution to represent the potential of a field is justified by the current scenarios found for the development of new projects, characterized by low oil prices and high complexity production concepts. This approach, where different parts of a production system are integrated, allows the user to have a detailed understanding of the interactions between reservoir, wells and gathering system, and facilitates the detection of bottlenecks and consequently the optimization of the exploitation plan. In this context, it is essential to obtain a satisfactory fluid model in the entire production system. The model must honor both the flow in the porous media, isothermal, and the flow in the wells and pipelines, which must be characterized at various temperatures. In addition, the model must have adequate simulation time. A rigorous way to model the properties of a fluid is by adjusting an equation of state (EOS). A detailed EOS with 24 components determined by gas chromatography and simplified EOS with 14, 9, 7, 6, 5 and 4 pseudocomponents were generated to evaluate this problem. The EOS were used to represent the PVT properties in a IPM and the responses of the simplified and detailed EOS were compared, in order to establish an adequate results with an adequate computational time. The results obtained show that the use of excessively simplified EOS, despite the improvement in computational time, can generate unsatisfactory results in integrated production models.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA A adição de polímeros à água de injeção é um dos métodos de recuperação avançada mais utilizados devido a capacidade desses compostos, de alta massa molar, de aumentar, de maneira significativa, a viscosidade da solução mesmo em baixas concentrações. O incremento na viscosidade da solução possibilita a diminuição da razão de mobilidade entre os fluidos, melhorando o deslocamento do óleo. Porém, há uma infinidade de fatores relacionados ao uso dessas substâncias que podem modificar significativamente as características originais do meio poroso, afetando permanentemente a produtividade do reservatório. De maneira a tentar entender melhor esses mecanismos, realizou-se neste estudo a revisão das características relacionadas à injeção de soluções poliméricas, e efetuou-se uma análise experimental para estudar os processos de adsorção polimérica e recuperação de óleo. Utilizou-se três tipos de amostras de rochas com diferentes características petrofísicas. Primeiramente foram realizados testes de adsorção de polímeros nas formações em condições de trabalho específicas através do Two Slug Method. Em seguida, realizou-se um estudo do processo de recuperação de óleo através da injeção de diferentes fases aquosas: água com composição semelhante a do campo de Peregrino, solução polimérica de HPAM e solução de glicerina com água com a mesma viscosidade da solução polimérica. Os resultados mostraram a eficiência do Two Slug Method em testes de adsorção e da utilização de soluções poliméricas nos processos de recuperação de óleo. The addition of polymers to the injection water is one of the most used oil enhanced recovery method because of the ability of these compounds to increase the viscosity of the solution even at low concentrations. This increase of the water phase viscosity promotes the reduction of the mobility ratio between fluids, improving the displacement of oil. However, there is a large number of factors related to the use of these substances that can significantly modify the original characteristics of the porous medium, affecting the useful life of the oil field. In order to better understand these mechanisms, a review of the characteristics related to polymer-flooding, and an experimental analysis were carried out to verify polymer adsorption mechanism and oil recovery processes. Three types of core samples with different petrophysical characteristics were used. Tests were carried out to study polymer adsorption on formations under specific working conditions by using the Two Slug Method. Then, oil recovery tests were performed with the injection of different water phases: water with composition similar to Peregrino field water, polymer solution and glycerol- water solution with the same viscosity of the polymer solution. Results showed the efficiency of the Two Slug Method in adsorption tests and the use of polymer solutions in oil recovery processes.

Na indústria do petróleo estudam-se os chamados métodos de recuperação melhorada de óleo, que visam melhorar a varredura macroscópica do reservatório e reduzir a saturação de óleo residual nas regiões varridas pela injeção da fase aquosa. Este trabalho apresenta um estudo fundamental do processo de injeção de emulsões óleo-água como método de recuperação melhorada. O meio poroso utilizado nos estudos foi um empacotamento de esferas de vidro. O meio poroso foi inicialmente saturado com óleo. O deslocamento de óleo foi realizado através da injeção sequencial de água, emulsão e água. Microtomografia de raios-X foi utilizada para determinar a distribuição das fases aquosas e oleosas ao final de cada etapa do processo de injeção. Processamento das imagens 3D obtidas permitiram a quantificação do efeito da injeção de emulsão no desvio do caminho preferencial da fase aquosa e na distribuição e tamanho de gânglios de óleo residual, gerando recuperações incrementais com relação a injeção de água. In the oil industry, the so-called enhanced oil recovery methods are studied, which aim to improve the macroscopic scanning of the reservoir and reduce the residual oil saturation in the regions swept by the injection of the aqueous phase. This work presents a fundamental study of the process of injection of oil-water emulsions as an improved recovery method. The porous medium used in the studies was a glass bead packaging. The porous medium was initially saturated with oil. The oil displacement was performed through the sequential injection of water, emulsion and water. X-ray microtomography was used to determine the distribution of the aqueous and oily phases at the end of each step of the injection process. Processing of the 3D images obtained allowed the quantification of the effect of emulsion injection on the deviation of the preferred path of the aqueous phase and the distribution and size of residual oil ganglia, generating incremental recoveries in relation to a water injection.

Para contribuir com a mitigação das mudanças climáticas, tecnologias com o intuito de promover a redução de emissões dos Gases de Efeito Estufa, como é o caso do dióxido de carbono, tem obtido grande destaque nas pesquisas ultimamente. Uma das alternativas para impedir que todo esse carbono seja liberado para a atmosfera é reinjetar o CO2 nos próprios reservatórios ou em outras formações geológicas próximas. Neste sentido, esta dissertação apresenta uma tecnologia relacionada à captura e armazenamento geológico de CO2 e avalia o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos. O principal objetivo é avaliar o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos de rochas carbonáticas, numa escala de tempo de três mil anos, para avaliar o aprisionamento do CO2 em suas diferentes formas, incluindo o armazenamento mineral. Tal estudo também considera na modelagem, as reações químicas entre os componentes na fase aquosa e a difusão molecular do dióxido de carbono na fase aquosa, assim como as reações químicas de dissolução e precipitação mineral. A partir das informações obtidas em literatura, estabeleceu-se as premissas para a simulação do caso base, e gerou-se casos derivados variando individualmente cada uma das seguintes propriedades: difusividade, salinidade, pH e temperatura, no qual avaliou-se a contribuição de cada uma delas nas diferentes formas de armazenamento do CO2. Por fim, concluiu-se que a mineralização do CO2 iniciou-se após aproximadamente 200 anos de simulação. No entanto, devido às lentas taxas da reação de precipitação mineral, a predominância do armazenamento do CO2 ainda foi na forma dissolvida. As propriedades variadas que contribuíram para o aumento do armazenamento mineral de CO2, que é considerada a forma mais estável, foram: menor fator de difusividade, maior salinidade do aquífero, pH básico (pH igual a 8,0) e maior temperatura. In order to contribute to climatic changes mitigation, technologies aiming the reduction of pollution gases emissions, such as carbon dioxide, have been highlighted in recent researches. One of the alternatives to prevent all this carbon from being released into the atmosphere is to reinject CO2 into reservoirs or in other nearby geological formations. In this sense, this work presents a technology related to the capture and geological storage of CO2 and evaluates the carbon dioxide injection process into saline aquifers. The main objective is to evaluate the carbon dioxide injection process in saline aquifers of carbonate rocks, in a time scale of three thousand years, to evaluate the storage mechanism of CO2 in its different forms, including mineral storage. Such study also considers in the modeling, the chemical reactions between the components in the aqueous phase and the molecular diffusion of the carbon dioxide in the aqueous phase, as well as the chemical reactions of mineral dissolution and precipitation. From the research made and the information gathered in the literature, the premises for the simulation of the base case were established, and derivative cases were generated by individually varying each of the following properties: diffusivity, salinity, pH and temperature, in which the contribution of each property was evaluated on the different CO2 storage forms. Finally, it was concluded that the injected CO2 mineralization process started after approximately 200 years of simulation. However, due to slow rates of the mineral precipitation, the CO2 storage in the dissolved form was still predominant. The different properties that contributed to increase the CO2 mineral storage, which is considered the more estable one, were: lower diffusivity factor, higher aquifer salinity, basic pH (pH equal to 8.0) and higher temperature.

A compreensão dos mecanismos e fenômenos de transporte relacionados ao fluxo multifásico em meios porosos é de grande relevância para diversas aplicações práticas como captura e sequestro de dióxido de carbono, transporte em células de combustível e recuperação avançada de reservatórios de hidrocarbonetos. A geometria do espaço poroso e as interações dos fluidos com sua parte sólida determinam propriedades macroscópicas como porosidade, permeabilidades relativas e pressão capilar. Porém, a visão em escala microscópica fornece uma melhor descrição e entendimento dos processos físicos e químicos do escoamento de fluidos no espaço poroso. Neste trabalho desenvolvemos um simulador de rede de poros para análise do escoamento bifásico de fluidos imiscíveis tanto para o processo de drenagem quanto para o de embebição. O modelo de rede 240×40 tem capilares com raios médios na ordem de 52.35 micrometro com constrição. Os padrões de escoamento e eficiências de deslocamento foram obtidos para diferentes razões de viscosidade e números de capilaridade. Os resultados encontrados, considerando deslocamento pistão, foram similares a de experimentos realizados previamente, injetando água no meio saturado de óleo. Na drenagem, a saturação residual de óleo cai com o aumento do número de capilaridade. O padrão de escoamento observado é de fingerings viscosos e, a frente de deslocamento torna-se mais estável com o aumento da razão de viscosidade. Na embebição, para números de capilaridade mais baixos, o escoamento foi dominado por fingers capilares. Para números de capilaridade altos, fingers viscosos foram predominantes e, com o aumento da razão de viscosidade, a frente apresentou maior estabilidade. Understanding the mechanisms and transport phenomena of multiphase flow in porous media has great relevance in several practical applications, such as capture and sequestration of carbon dioxide, transport in fuel cells and enhancement hydrocarbon recovery. The geometry of pore space and the fluid interactions with the solid determine macroscopic properties such as porosity, relative permeabilities and capillary pressure. However, microscopic analysis provides a better description and comprehension of physical and chemical processes of fluid flow in the pore space. In this work, we developed a pore-network simulator to analyze immiscible two-phase flow for both drainage and imbibition processes. The 240×40 pore-network model has constricted capillary channels with radius on the order of 52.35 micrometer. Flow patterns and displacement efficiencies evaluation were obtained at different viscosity ratios and capillary numbers. The results, considering piston-like displacement, were similar to experiments realized previously, injecting water in an oil saturated medium. In the drainage process, the oil saturation reduces with increasing capillary number. The observed flow pattern is viscous fingerings and the front is stable with the higher viscosity ratio. In imbibition, the flow was dominated by capillary fingers at low capillary numbers. At high capillary numbers, viscous fingers were predominant and, with increasing viscosity ratio, the front presented higher stability.

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.