Study of the relative permeability of a brine-CO2 system under reservoir conditions in carbonates

Orientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, Nilo Ricardo KimDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: Para a indústria do petróleo, as curvas de permeabilidade relativa de sistemas de CO2 e salmouras são informações de vasta importância para a simulação e modelagem de projetos de EOR (Enhanced Oil Recovery) que envolvem esses fluidos, tais como o CO2 WAG (Water Alternating Gas), uma vez que permitem determinar tanto o comportamento do escoamento dos fluidos, como as saturações residuais no meio poroso, entre outras. O trabalho apresenta um estudo experimental para obtenção de curvas de permeabilidade relativa de drenagem e embebição em estado transiente em um sistema bifásico de salmoura carbonatada equilibrada e CO2 supercrítico em rochas carbonáticas do pré-sal brasileiro nas condições de reservatório. Também, foi realizada a avaliação dos efeitos de dissolução e precipitação na rocha carbonática. Os resultados abrangeram dois aspectos extremamente relevantes e desafiadores na engenharia de reservatórios: comissionamento do aparato experimental capaz de ser utilizado na determinação das curvas de permeabilidade relativa de um sistema bifásico em condições severas de reservatório e a validação por meio do ensaio experimental nas condições de reservatório (8500 psi e 70°C). As mudanças de saturação na rocha foram monitoradas por tomografia computadorizada e balanço de massa. Os efeitos associados à dissolução e precipitação foram avaliados seguindo a evolução da porosidade do composite core monitorada por meio da técnica de tomografia computadorizada de raios-X. As curvas de permeabilidade relativa foram construídas aplicando o modelo modificado de Brooks e Corey. Por outro lado, foram identificadas mudanças na porosidade do composite core associadas aos efeitos de dissolução, na entrada, e de precipitação na saída. A propósito, o uso de salmoura carbonatada cuja composição é equilibrada com a composição mineralógica média da rocha permitiu controlar os efeitos de dissolução e precipitação no meio poroso. Finalmente, o efeito de histerese foi observado nas curvas de permeabilidade relativa da salmoura carbonatada como resultado do gás trapeado durante os processos de drenagem e embebição. Para uma melhor representação deste fenômeno, o parâmetro de trapeamento de Land foi calculado em função do comprimento do composite core e observou-se certa relação entre os efeitos de dissolução e precipitação e o comportamento do trapeamento de gásAbstract: For the petroleum industry, relative permeability curves of CO2 brine systems are critical information for simulation and modeling of EOR processes that involve theses fluids, such as CO2 WAG since they allow both determining the flow behavior of these fluids and predict the residual saturations on the porous medium. This work presents an experimental study to determine unsteady-state drainage and imbibition relative permeability curves in a two-phase equilibrated carbonated brine-scCO2 system in carbonate rocks under reservoir conditions. Also, the evaluation of the dissolution and precipitation effects on Brazil¿s pre-salt reservoir carbonate samples is carried out. This study was developed at reservoir conditions (8,500 psi and 70ºC). The results provide two prominent approaches. The first one is regarding the assembling and commissioning of the apparatus. The second one is related to perform the validation by experimental coreflooding to obtain the relative permeability curves. Saturations changes in the rock were monitored by computed tomography (CT) and mass balance. The dissolution and precipitation effects were evaluated following the porosity evolution of the composite core by CT. Then, relative permeability curves were constructed applying the modified Brooks and Corey model. Also, changes of the porosity along the test allowed identifying effects associated to dissolution at the beginning of the core, and precipitation at the end of the core, probably induced by the action of CO2 along the carbonate rock composite core. By the way, the use of carbonated brine in which composition is equilibrated with the reservoir rock mineralogy controlled the dissolution and precipitation effects on the porous medium and avoided the CO2 dissolution in the brine. Finally, the hysteresis effect was observed on the carbonated brine relative permeability curve as a result of the trapped gas during drainage and imbibition processes. For a better depiction of this phenomenon, the Land trapping parameter was calculated along the composite core, noting some relation between the dissolution and precipitation effects and the gas trapping behaviorMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróle