Estudo do escoamento em meio poroso através de ferramentas experimentais e computacionais

Abstract

Resumo: O aumento da emissão de gases prejudiciais para o aquecimento global, em especial o CO2, tem incentivado cada vez mais os pesquisadores a buscar tecnologias de tratamento e redução da emissão de CO2. Dentre as técnicas avaliadas pela academia, a injeção de CO2 em matrizes rochosas tem se mostrado em ascendência devido à alta capacidade de retenção desta espécie química em reservatórios, além do potencial para utilização como técnica de Recuperação Avançada de Petróleo. Muitos dos estudos desenvolvidos sobre a injeção de CO2 até então, buscaram avaliar o processo através de um aspecto reativo sem se preocupar com o escoamento realizado. Devido a isso, o objetivo deste trabalho é avaliar o escoamento de fases fluidas por meio de análises experimentais e simulações para obter perfis de perda de carga e cálculo de permeabilidades de sistemas porosos definidos. A metodologia utilizada para o sistema foi dividida em uma análise experimental e uma análise numérica. A análise experimental foi desenvolvida para determinação da permeabilidade do meio poroso através da medição da perda de carda do sistema. Já a análise numérica foi realizada por dois sistemas independentes sendo o primeiro sistema um meio poroso 2D para avaliação da diferença de representação de um meio poroso de geometria definida e um meio poroso pseudo-homogêneo e o segundo uma simulação do sistema experimental para comparação dos valores experimentais de perda de carga medidos. As permeabilidades obtidas para as vazões de 5 mL/min, 10 mL/min e 15 mL/min foram respectivamente : 61,3x10-12 m²; 107,5x10-12 m² e 150,3 x10-12 m². A análise numérica 2D do sistema demonstrou que a diferença entre um meio poroso de geometria definida e um meio poroso pseudo-homogêneo é baixa e dentro do aceitável com um valor máximo de erro associado igual à 5,76%. Já a análise numérica para comparação do sistema experimental apresentou valores de queda de pressão com um erro associado máximo de 12,10%. As análises realizadas apresentaram uma consistência plausível para o sistema experimental. Além disso, por meio deste trabalho foi possível observar o comportamento de escoamento e o perfil de velocidades para o modelo que é de grande interesse para avaliação de sistemas porosos. Palavras-chave: Escoamento em meio poroso, perda de carga, injeção de fluidos em meios carbonáticos.

Abstract: The increase in the emission of gases harmful to global warming, especially CO2, has increasingly encouraged researchers to seek technologies for treatment and reduction of CO2 emissions. Among the techniques evaluated by the academy, the injection of CO2 in rocky matrices has been shown to be in ascendancy due to the high retention capacity of this chemical species in reservoirs, in addition to the potential for use as an Advanced Petroleum Recovery technique. Many of the studies developed on CO2 injection so far, sought to evaluate the process through a reactive aspect without worrying about the flow performed. Because of this, the objective of this work is to evaluate the flow of fluid phases through experimental analyzes and simulations to obtain head loss profiles and calculation of permeability of defined porous systems. The methodology used for the system was divided into an experimental analysis and a numerical analysis. The experimental analysis was developed to determine the permeability of the porous medium by measuring the loss of card of the system. The numerical analysis was performed by two independent systems, the first being a 2D porous medium for evaluating the difference in representation of a porous medium of defined geometry and a pseudo-homogeneous porous medium and the second a simulation of the experimental system for comparing the values experimental head loss measurements. The permeabilities obtained for flow rates of 5 mL / min, 10 mL / min and 15 mL / min were respectively: 61.3x10-12 m²; 107.5x10-12 m², and 150.3x10-12 m². The 2D numerical analysis of the system demonstrated that the difference between a porous medium of defined geometry and a porous medium pseudo-homogeneous is low and within the acceptable range with a maximum value of associated error equal to 5.76%. The numerical analysis for comparison of the experimental system, however, showed pressure drop values with a maximum associated error of 12.10%. The analyzes performed showed a plausible consistency for the experimental system. In addition, through this work it was possible to observe the flow behavior and the speed profile for the model that is of great interest for the evaluation of porous systems. Keywords: Porous flow, pressure drop, fluid injection in carbonate media.