Orientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, Janeth Alina Vidal Vargas

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica

Resumo: Os óleos dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro apresentam características particulares e podem apresentar um elevado teor de CO2 no gás associado. Essas características podem ter influência significativa nas propriedades químicas do óleo, bem como no equilíbrio de fases. Desta...

Resumo: Os óleos dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro apresentam características particulares e podem apresentar um elevado teor de CO2 no gás associado. Essas características podem ter influência significativa nas propriedades químicas do óleo, bem como no equilíbrio de fases. Desta forma é extremamente importante obter fluidos representativos para a execução de testes de coreflooding bem-sucedidos. O trabalho desenvolvido nesta pesquisa aborda os desafios associados à criação e avaliação de uma metodologia experimental para a elaboração de um óleo recombinado que permitisse boa representação do óleo de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro com alto teor de CO2. Para esse fim, foi necessário estabilizar o óleo morto base, o que, de acordo com a teoria do índice de instabilidade coloidal (CII), é altamente instável (CII>0,9). A estabilização do referido óleo morto foi realizada com a ajuda do solvente tetrahidrofurano (THF). A avaliação do uso do óleo recombinado foi realizada através de testes de coreflooding: (1) restauração da molhabilidade de uma rocha carbonática aplicando a metodologia de envelhecimento dinâmico e (2) obtenção de curvas de permeabilidade relativa de um sistema de água bifásico/óleo em estado transiente, sob condições de pressão e temperatura do reservatório em estudo. Os resultados mostram um processo de recombinação do óleo bem-sucedido, uma vez que o gás foi dissolvido completamente no óleo formando uma única fase líquida. Não obstante, evidencia-se uma diferença de 24% entre o valor simulado e o valor experimental da pressão de saturação para o óleo recombinado. Finalmente, durante a avaliação do uso de óleo recombinado no ensaio de coreflooding, foram obtidos bons resultados durante a restauração da molhabilidade da rocha, apesar de não ter sido possível construir as curvas de permeabilidade relativa

Abstract: The oils in the carbonate reservoirs of the Brazilian pre-salt have particular characteristics and can have a high CO2 content in the associated gas. These characteristics can have a significant influence on the oil chemical properties, as well as on the phase balance. Therefore, it is...

Abstract: The oils in the carbonate reservoirs of the Brazilian pre-salt have particular characteristics and can have a high CO2 content in the associated gas. These characteristics can have a significant influence on the oil chemical properties, as well as on the phase balance. Therefore, it is crucial to obtain representative fluids for the execution of successful coreflooding tests. The work developed in this research addresses the challenges associated with the creation and evaluation of an experimental methodology for the elaboration of a recombined oil (live oil) that would allow a good representation of the oil of a carbonate reservoir in the Brazilian pre-salt with high CO2 content. For this purpose, it was necessary to stabilize the dead oil base, which, according to the colloidal instability index (CII) theory, is highly unstable (CII> 0.9). The stabilization of dead oil was undertaken with the help of the solvent tetrahydrofuran (THF). The evaluation of the use of the live oil was carried out through coreflooding tests: (1) wettability restoration of a carbonate rock using the dynamic aging methodology and (2) obtaining relative permeability curves of a two-phase water/oil system in the unsteady state, under reservoir conditions. The results show a successful oil recombination process since the gas has been completely dissolved in the oil, forming a single liquid phase. Nevertheless, there is a difference of 24% between simulated and experimental values of the saturation pressure for the live oil. Finally, during the evaluation of the use of recombined oil in the coreflooding test, good results were obtained during the wettability restoration of the rock, although it was not possible to construct the relative permeability curves

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