A fase oleosa e a degaseificação do CO2 na precipitação de CaCO3: implicações, modelagem, simulação numérica, validação e desenvolvimento de protótipo experimental

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dc.contributor.advisor1Soares, Edson José
dc.contributor.advisor1Latteshttp://lattes.cnpq.br/4485206584533650
dc.contributor.authorCosmo, Rafael de Paula
dc.contributor.authorIDhttps://orcid.org/0000-0002-4243-7871
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/6932882950751155
dc.contributor.referee1Pereira, Fabio de Assis Ressel
dc.contributor.referee1IDhttps://orcid.org/0000-0002-1500-2952
dc.contributor.referee1Latteshttp://lattes.cnpq.br/5476118728173549
dc.contributor.referee2Siqueira, Renato do Nascimento
dc.contributor.referee2IDhttps://orcid.org/0000-0002-8397-8180
dc.contributor.referee2Latteshttp://lattes.cnpq.br/9791817633014124
dc.contributor.referee3Aldeia, Wagner
dc.contributor.referee3IDhttps://orcid.org/0000-0002-9914-819X
dc.contributor.referee3Latteshttp://lattes.cnpq.br/5721602276797687
dc.contributor.referee4Fontes, Rosane Alves
dc.contributor.referee5Dariva, Claudio
dc.contributor.referee6Junqueira, Silvio Luiz de Mello
dc.contributor.referee7Martins, Andre Leibsohn
dc.date.accessioned2024-05-30T01:41:02Z
dc.date.available2024-05-30T01:41:02Z
dc.date.issued2022-11-21
dc.description.abstractPrecipitation and scaling are recurring problems in many water-handling processes. In oil production, particularly, such occurrences are critical due to the infeasibility or extreme difficulty of remedying precipitation or removing scale. This is due to adverse operating conditions: high pressures and temperatures; the action of corrosive gases such as CO2 and H2S; high salinity; and a confined system in a rocky medium. Pre-Salt carbonate reservoirs are notable for the high CO2 content in their fluids, with this acid gas being a variable affecting several stages of the exploitatory process. The relationship between CO2 and calcium carbonate (CaCO3) is evident in the reaction Ca2+(aq) + 2 HCO3 – (aq) ⇆ H2O + CaCO3(s) + CO2(aq). The pressure drop inherent to the production degass the CO2 (CO2(aq) → CO2(g)), which shifts the equilibrium to the right and implies the formation of CaCO3(s). An applied review of the role of CO2 in precipitation, considering the water, oil and gas phases, was carried out with field data from the Pre-Salt. Likewise for the aqueous, the oily CO2 degasses (CO2(o) → CO2(g)) and also implies more CaCO3, with the partitioning of the CO2 between phases governing the phenomenon. An experimental procedure developed to quantify the CaCO3 that precipitates directly due to pressure and temperature variation, and that which precipitates indirectly due to the escape of CO2, allows the estimation of the weight of the CO2 degassing in CaCO3 precipitation. This procedure was numerically simulated with MultiScale™ software for the H2O–CO2–CaCO3 system, indicating that CO2 escape contributes with 55% to 93% of precipitation. Five geothermal energy production assets (without oil) around the world reporting problems with carbonate precipitation have been investigated. As a result, the CO2 flash contributes with 66% to 93%. In simulations with real data from a Pre-Salt well (with oil), the contribution was 65% for the operating condition of the well with a BSW (basic sediments and water) of 35%. Simulations covering the BSW from 0% to 100% showed a “sui generis” behavior of the influence of CO2, coinciding with operational problems in many oil fields, and may help to explain their still unknown causes. An experimental prototype was designed and built to briefly perform this procedure. In addition, the unit will allow the research of several other phenomena related to flow assurance. In order to validate the equipment, some qualitative experiments were carried out, such as: scaling in gravel pack; formation of hydrates at 5 °C and 108 bar; precipitation of CaCO3 in the presence of CO2, CH4, salinity of 107,000 ppm, and Pre-Salt oil of 29 °API, at 95 °C and 104 bar, with the capture of “in situ” photomicrographs of crystals (calcite, aragonite, and vaterite); among others.
dc.description.resumoPrecipitação e incrustação são problemas recorrentes em muitos processos que manejam água. Na produção de petróleo, particularmente, tais ocorrências são críticas devido à inexequibilidade ou à extrema dificuldade de remediação da precipitação ou remoção da incrustação. Isso se deve às condições operacionais adversas: altas pressões e temperaturas; ação de gases corrosivos como CO2 e H2S; salinidade elevada; e sistema confinado em meio rochoso. Os reservatórios carbonáticos do Pré-Sal se notabilizam pelo elevado teor de CO2 em seus fluidos, com esse gás ácido sendo uma variável que afeta diversas etapas do processo explotatório. A relação entre CO2 e carbonato de cálcio (CaCO3) é evidente na reação Ca2+(aq) + 2 HCO3 – (aq) ⇆ H2O + CaCO3(s) + CO2(aq). A perda de carga inerente à produção degaseifica o CO2 (CO2(aq) → CO2(g)), o que desloca o equilíbrio para a direita e implica na formação do CaCO3(s). Uma revisão aplicada do papel do CO2 na precipitação, considerando as fases água, óleo e gás, foi realizada com dados de campo do Pré-Sal. Assim como o CO2 aquoso, o CO2 oleoso degaseifica (CO2(o) → CO2(g)) e também implica em mais CaCO3, com o particionamento do CO2 entre as fases governando o fenômeno. Um procedimento experimental desenvolvido para quantificar o CaCO3 que precipita diretamente devido à variação de pressão e temperatura, e o que precipita indiretamente devido ao escape do CO2, permite estimar o peso da degaseificação do CO2 na precipitação de CaCO3. Esse procedimento foi simulado numericamente com o software MultiScale™ para o sistema H2O–CO2–CaCO3, indicando que o escape de CO2 contribui com 55% a 93% da precipitação. Foram investigados cinco ativos de produção de energia geotérmica (sem óleo) ao redor do mundo que relatam problemas com a precipitação carbonática. Como resultado, o flash de CO2 contribui com 66% a 93%. Em simulações com dados reais de um poço do Pré-Sal (com óleo), a contribuição foi de 65% para a condição de operação do poço com um BSW (basic sediments and water) de 35%. Simulações cobrindo o BSW de 0% a 100% mostraram um comportamento sui generis da influência do CO2, coincidindo com problemas operacionais de muitos campos petrolíferos, podendo ajudar a explicar suas causas ainda incógnitas. Um protótipo experimental foi projetado e construído para que brevemente esse procedimento seja realizado. Além disso, a unidade permitirá a pesquisa de outros fenômenos relacionados à garantia de escoamento. A fim de validar o equipamento, alguns experimentos qualitativos foram realizados, como: incrustação em gravel pack; formação de hidratos a 5 ºC e 108 bar; precipitação de CaCO3 na presença de CO2, CH4, salinidade de 107 mil ppm, e óleo do Pré-Sal de 29 °API, a 95 °C e 104 bar, com captura de fotomicrografias in situ de cristais (calcita, aragonita e vaterita); dentre outros.
dc.description.sponsorshipPetróleo Brasileiro S A (Petrobras)
dc.formatText
dc.identifier.urihttp://repositorio.ufes.br/handle/10/16464
dc.languagepor
dc.publisherUniversidade Federal do Espírito Santo
dc.publisher.countryBR
dc.publisher.courseDoutorado em Engenharia Mecânica
dc.publisher.departmentCentro Tecnológico
dc.publisher.initialsUFES
dc.publisher.programPrograma de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica
dc.rightsopen access
dc.subjectPrecipitação de CaCO3
dc.subjectDegaseificação de CO2
dc.subjectInfluência do óleo na precipitação
dc.subjectEstudos de caso
dc.subjectDesenvolvimento de protótipo experimental
dc.subjectFotomicrografias
dc.subjectPolimorfos do CaCO3
dc.subjectExperimentos qualitativos
dc.subject.br-rjbnsubject.br-rjbn
dc.subject.cnpqEngenharia Mecânica
dc.titleA fase oleosa e a degaseificação do CO2 na precipitação de CaCO3: implicações, modelagem, simulação numérica, validação e desenvolvimento de protótipo experimental
dc.title.alternativetitle.alternative
dc.typedoctoralThesis
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