Estudo da adesão e incrustação de carbonato de cálcio no contexto da indústria do petróleo por técnica experimental e numérica

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dc.contributor.advisor-co1Pereira, Fabio de Assis Ressel
dc.contributor.advisor-co1IDhttps://orcid.org/0000-0002-1500-2952
dc.contributor.advisor-co1Latteshttp://lattes.cnpq.br/5476118728173549
dc.contributor.advisor1Soares, Edson José
dc.contributor.advisor1IDhttps://orcid.org/0000-0003-4967-4957
dc.contributor.advisor1Latteshttp://lattes.cnpq.br/4485206584533650
dc.contributor.authorRodrigo Simões Maciel
dc.contributor.authorIDhttps://orcid.org/0000-0001-7303-5958
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/5898101623873773
dc.contributor.referee1Siqueira, Renato do Nascimento
dc.contributor.referee1IDhttps://orcid.org/0000-0002-8397-8180
dc.contributor.referee1Latteshttp://lattes.cnpq.br/9791817633014124
dc.contributor.referee2Martins, Andre Leibsohn
dc.contributor.referee2IDhttps://orcid.org/0009-0008-4553-0503
dc.contributor.referee3Schluter, Helga Elisabeth Pinheiro
dc.contributor.referee3IDhttps://orcid.org/0000-0002-7206-0606
dc.contributor.referee4Junqueira, Silvio Luiz de Mello
dc.contributor.referee4IDhttps://orcid.org/0000-0001-5935-4266
dc.contributor.referee4Latteshttp://lattes.cnpq.br/2213804390733564
dc.date.accessioned2026-02-12T11:34:52Z
dc.date.available2026-02-12T11:34:52Z
dc.date.issued2025-12-19
dc.description.abstractCarbonate scaling in Brazilian pre-salt production systems represents a significant challenge for flow assurance, as these deposits can partially or completely restrict flow, increasing operational and maintenance costs. During production, pressure reduction promotes CO2 degassing, raises the pH, and consequently favors CaCO3 precipitation. Pre-salt reservoirs consist of carbonate rocks, naturally enhancing the supersaturation of formation water with cations such as Ca2+ and Mg2+, which combine with carbonate ions (CO2− 3 ) to form precipitates. Thus, variables such as pressure, temperature, brine composition, CO2 molar fraction, fluid properties, flow conditions, and surface characteristics are recognized in the literature as influential to the scaling process. Understanding the mechanisms of scale formation under well conditions is essential for developing prediction and mitigation technologies, as well as for defining production windows. Flow-induced scaling models require guidance and validation through experimental data and field observations. However, specific studies addressing the effect of flow on scale formation under well-like conditions remain limited, and no consolidated methodology exists for such investigations. Parameters such as pressure, temperature, flow intensity, and the presence of dissolved CO2 can substantially influence carbonate scaling and model accuracy but are still often neglected in laboratory studies. Recent works suggest that scaling rates increase with turbulence, but this phenomenon has not been thoroughly examined under conditions representative of production systems, and the combined effects of turbulence and temperature-dependent polymorphism remain unclear. Therefore, this study investigates the influence of flow on carbonate scaling under well-representative conditions. A batch reactor equipped with a rotating cage system (ASTM G184) was used to evaluate the effect of fluid dynamics on scaling at 60 °C and 80 °C, under different turbulence levels and considering CO2 degassing. Analyses included 3D profilometry, gravimetry, optical photomicroscopy, scanning electron microscopy (SEM), X-ray diffraction (XRD), and Rockwell C scratch tests. Single-phase numerical simulations of the reactor were performed to characterize flow behavior across rotation levels and to correlate hydrodynamic variables with the experimentally observed scaling features. These simulations also enabled comparison of the reactor flow with other geometries. The results demonstrate that, under conditions representative of oil wells (shear, temperature, and presence of CO2), fluid dynamics significantly influences carbonate scaling when compared to experiments performed at ambient temperature, atmospheric pressure, and without dissolved CO2. Unlike previous studies that do not consider these variables, a reversal point in the scaling rate was identified: beyond sufficiently high turbulence levels, scaling rates begin to decrease, even within the operational range of pre-salt wells. Analysis of the deposits adhered to the rotating cage coupons revealed that the calcium carbonate polymorphs play a critical role in this reversal behavior, as evidenced by experimental trials
dc.description.resumoA incrustação carbonática nos sistemas de produção do pré-sal brasileiro constitui um desafio relevante para a garantia de escoamento, podendo ocasionar restrições de fluxo e elevação dos custos operacionais. A redução de pressão ao longo do escoamento promove a desgaseificação de CO2, eleva o pH da salmoura e favorece a precipitação de CaCO3. Os reservatórios carbonáticos do pré-sal naturalmente apresentam águas supersaturadas em cátions divalentes (Ca2+ e Mg2+), que, ao reagirem com ânions carbonato (CO2− 3 ), formam precipitados sólidos. Dessa forma, variáveis como pressão, temperatura, composição da sal moura, fração molar de CO2, propriedades dos fluidos, hidrodinâmica e características das superfícies são reconhecidas como determinantes para o processo de incrustação. Apesar de sua relevância para a modelagem e mitigação do fenômeno, ainda há escassez de estudos que avaliem o efeito do escoamento em condições representativas de poço, bem como au sência de metodologias consolidadas que incorporem simultaneamente variáveis como CO2 dissolvido, altas temperaturas e regimes turbulentos. Pesquisas recentes indicam aumento das taxas de incrustação com a turbulência; contudo, o comportamento em condições próximas às de produção — incluindo possíveis alterações de polimorfismo — permanece pouco elucidado. Este trabalho objetiva investigar o efeito do escoamento na incrustação carbonática em condições análogas às de poço. Para isso, empregou-se um reator batelada com gaiola rotativa (ASTM G184) para avaliar a influência da hidrodinâmica a 60 °C e 80 °C, sob diferentes intensidades de turbulência e na presença da desgaseificação de CO2. As análises incluíram perfilometria 3D, gravimetria, fotomicroscopia, MEV, DRX e ensaios de riscamento Rockwell C. Adicionalmente, realizaram-se simulações numéricas monofá sicas para caracterizar o escoamento e correlacionar parâmetros hidrodinâmicos com os resultados experimentais. Os resultados demonstram que, em condições representativas de poço (cisalhamento elevado, alta temperatura e presença de CO2), a hidrodinâmica exerce influência significativa sobre a incrustação. Observou-se, ainda, a reversão da tendência de aumento das taxas de deposição em níveis elevados de turbulência, comportamento associado às mudanças no polimorfismo do carbonato de cálcio, conforme evidenciado pelos ensaios experimentais
dc.description.sponsorshipPetróleo Brasileiro S/A (Petrobras)
dc.formatText
dc.identifier.urihttp://repositorio.ufes.br/handle/10/20874
dc.languagepor
dc.language.isopt
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.rights.urihttps://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.subjectIncrustação carbonática
dc.subjectEfeito do escoamento
dc.subjectReator em batelada
dc.subjectGaiola de cupons
dc.subjectAbordagem experimental
dc.subjectDinâmica dos fluidos computacional
dc.subjectCarbonate Scaling
dc.subjectFlow Effects
dc.subjectBatch Reactor
dc.subjectRotating Cage
dc.subjectComputational Fluid Dynamics
dc.subject.cnpqEngenharia Mecânica
dc.titleEstudo da adesão e incrustação de carbonato de cálcio no contexto da indústria do petróleo por técnica experimental e numérica
dc.typedoctoralThesis
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