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dc.contributor.advisorLuz Jr., Luiz Fernando de Limapt_BR
dc.contributor.authorVeiga, Bruno Aguilarpt_BR
dc.contributor.otherMitchell, David Alexanderpt_BR
dc.contributor.otherRumbelsperger, Anelize Manuela Bahniukpt_BR
dc.contributor.otherUniversidade Federal do Paraná. Setor de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Químicapt_BR
dc.date.accessioned2018-06-12T13:19:41Z
dc.date.available2018-06-12T13:19:41Z
dc.date.issued2017pt_BR
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/1884/52216
dc.descriptionOrientador : Prof. Dr. Luiz Fernando de Lima Luz Jr.pt_BR
dc.descriptionCoorientador : Prof. Dr. David Alexander Mitchellpt_BR
dc.descriptionCoorientadora : Profª. Drª. Anelize Manuela Bahniuk Rumbelspergerpt_BR
dc.descriptionDissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química. Defesa: Curitiba, 30/08/2017pt_BR
dc.descriptionInclui referências : f.92-95pt_BR
dc.description.abstractResumo: As técnicas de Recuperação Avançada de Petróleo, do inglês EOR (Enhanced Oil Recovery), e captura e armazenamento de CO2, CCS (Carbon Capture and Storage) consistem respectivamente na injeção alternada de CO2 e água do mar em reservatórios para pressurização e aumento de produção, e ainda possibilitando o armazenamento de CO2 em rochas carbonáticas na presença ou não de água. Em ambas as situações as pressões são elevadas e conduzem à reações entre a rocha e o fluido injetado. Considerando que a formação do pré-sal brasileiro é composta principalmente por rochas carbonáticas, assim como a maior parte dos reservatórios de petróleo, o estudo das reações envolvendo água, CO2 e rochas carbonáticas torna se relevante. O acompanhamento das reações de precipitação e dissolução da rocha carbonática quanto à morfologia e porosidade foi realizado via microtomografia de raio-X. O meio aquoso foi analisado quanto ao pH, condutividade e concentração dos íons via ICP, em amostras pré e pós reação com e sem agitação mecânica. Observou se aumento de porosidade de até 10,26% na rocha, devido à dissolução parcial da mesma e posterior precipitação de CaCO3 em poros menores. Em todas as amostras a massa final foi inferior a inicial. Já nos experimentos com agitação ocorreu a redução de conectividade e porosidade aberta. Estes resultados, podem contribuir para o melhor entendimento da alteração da estrutura da rocha, bem como a sua interferência na vida útil do reservatório e na permeabilidade da rocha, fatores predominantes para extração do óleo e segurança no armazenamento de CO2. Palavras chaves: Rochas carbonáticas. CO2 supercrítico. Injeção de CO2. Microtomografia. Porosidade. Dióxido de carbono. Solução salina. Água carbonatada. Alta pressão.pt_BR
dc.description.abstractAbstract: The Enhanced Oil Recovery (EOR) and Carbon Capture and Storage (CCS) technologies, respectively, consist in carbon dioxide and seawater alternating injection in oil reservoirs to increase pressure, which lead to a production increase and CO2 storage in carbonate rocks with or without water presence. For both situations, the high pressure induces reactions between the rock and the injection fluid. Considering that, Brazilian Pre-salt layer is mainly composed of carbonate rocks, similarly the most of oil reservoirs around the globe, the study of reactions involving CO2, water and carbonate rocks are very relevant. The precipitation and dissolution reactions are monitored by the variation of morphological properties like porosity and Euler number, these analyses are performed by X-Ray Micro tomography. Regarding the liquid phase measurements of pH, conductivity and ions concentration via ICP were compared using before and after reaction samples without perturbation and under mechanical agitation. There was an increase in the rock porosity of up to 10.26%. This change in porosity occurs by its own partial dissolution and posterior precipitation of calcium carbonate in microporous. Mass reduction occurred in all rock samples. While in the experiments with agitation occurred the reduction of connectivity and open porosity. These results may contribute to a better understanding of the change in the rock structure and how this interferes in the reservoir life cycle and the rock permeability, predominant factors for safe oil exploration in the field. The results obtained in this work can contribute to new research areas, besides enabling adjusting of preexisting models and helping to create new ones. Key words: Carbonate rocks. Supercritical CO2. CO2 injection. Micro tomography. Rock morphology. Oil reservoir. Enhanced recovery. Dissolution and precipitation. Calcite dolomite. Carbon dioxide. Brine. Carbonated water. High pressure.pt_BR
dc.format.extent100 f. : il. algumas color., mapas, gráfs., tabs.pt_BR
dc.format.mimetypeapplication/pdfpt_BR
dc.languagePortuguêspt_BR
dc.relationDisponível em formato digitalpt_BR
dc.subjectEngenharia Químicapt_BR
dc.subjectRochas carbonaticaspt_BR
dc.subjectDioxido de carbonopt_BR
dc.subjectSolução (Quimica)pt_BR
dc.subjectTesespt_BR
dc.titleInjeção de CO2 em rochas carbonáticas : estudo de dissolução e precipitação de carbonatos em solução aquosa sob alta pressãopt_BR
dc.typeDissertaçãopt_BR


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