Estudo do comportamento de fases de sistemas petroleo-CO2

Orientador: Rahoma Sadik Mohamed.Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecanicaResumo: Dentre uma variedade de técnicas de recuperação suplementar de petróleo desenvolvidas com a finalidade de manter a produção, após esgotadas as chances de fazê-Io através das recuperações primária e secundária, está a injeção de dióxido de carbono. Dependendo da condição termodinâmica, o 'CO IND. 2¿ pode dissolver-se no petróleo contido no reservatório, causando redução na viscosidade e inchamento do mesmo. O gás carbônico pode ainda extrair os componentes voláteis do petróleo, o que conduz à possibilidade de completa miscibilida de como petróleo que se encontra a jusante do poço injetor. Esse trabalho contém informações úteis na elaboração de um projeto de injeção de 'CO IND. 2¿, uma vez que fornece ao projetista algumas estimativas a respeito do comportamento de fases de uma dada mistura de petróleo-'CO IND. 2¿ na condição de reservatório. A fim de levantar esses subsídios, três sistemas petróleo-'CO IND. 2¿ foram analisados com as frações pesadas sendo caracterizadas usando dados experimentais de destilação/cromatografia. As propriedades termodinâmicas das amostras foram obtidas usando o modelo termodinâmico de Peng-Robinson, sendo que as propriedades críticas das frações pesadas foram calculadas utilizando correlações. O modelo termodinâmico foi ajustado de acordo com os resultados de uma análise de sensibilidade das variáveis envolvidas. O modelo foi usado para prever propriedades volumétricas das amostras com os resultados melhorados aplicando-se a translação de volumes. O modelo baseado em conceitos termodinâmicos ao invés de correlações empíricas foi usado para estimar pressões mínimas de miscibilidade usando o método de contato de célula por célula e os dados previstos foram dispostos em diagramas ternários. Os resultados reportados aqui revelam que as amostras analisadas desenvolveram miscibilidade com o gás carbônico a pressões superiores às de seus respectivos reservatórios, nas temperaturas predominantes nos mesmos. Os erros relativos se encontram dentro das faixas reportadas na literaturaAbstract: Among the variety of enhanced oil recovery techcniques designed to mantain oil prodution, after primary depletion, is the injection of carbon dioxide. The technique is commonly named 'CO IND. 2¿-flooding. Depending on the thermodynamic condition, the 'CO IND. 2¿ may disolve in the reservoir oi!, causing a redution in viscosity and a swelling of the reservoir fluidoMoreover, the 'CO IND. 2¿ exctracts the light components ofthe oilleading to the possibility of complete miscibility with the downstream oil of the injection well. This work brings usefull information for the design of 'CO IND. 2¿ flooding project, as it provides the designer with a description of the fase behavoir description of a 'CO IND. 2¿-oil system at reservoir conditions. With this intent in mind, three 'CO IND. 2¿-oil systems were analyzed with the heavy fractions being caracterized using experimental destilationlcrhomatograth data. The thermodynamic properties were obtained using the thermodynamic modei of Peng-Robinson with critical properties of the heavy fractions obtained from correlations. The thermodynamic model was adjusted according to the results of a sensitivity analysis of the variables envolved. The model was used to predict volumetric properties of the samples with the results improved through volume translation. The model, based on thermodynamic concepts rather than empirical correlations, was used to estimate the minimum miscibility pressures and the predicted data are shown on temary diagrams. The results reported here revealed that the analyzed samples would develop miscibility with 'CO IND. 2¿ under pressures greater than the reservoir pressures, at the prevailing reservoir temperatures. The relative errors for minimum miscibility pressure are in the range reported in the literatureMestradoMestre em Engenharia de Petróle