[pt] A degradação do meio ambiente está no topo da agenda de países e empresas. O foco principal é a redução das emissões de gases causadores do efeito estufa, sendo CO2 o maior contribuinte. O consumo elevado de combustíveis fósseis está criando um efeito irreversível no planeta. De forma a contrabalancear seus impactos ambientais, surge o segmento de projetos de captura e sequestro de carbono. O maior entrave seu para crescimento é econômico, daí o uso de CO2 para recuperação avançada de óleo, alavancando sua implementação. Esta dissertação avalia duas estratégias distintas de desenvolvimento de um campo de petróleo offshore, uma através da injeção de água e outra por recuperação avançada com injeção de CO2 (EOR CO2 – enhanced oil recovery) a partir de fonte antropogência. Os maiores desafios técnicos para aplicação de EOR CO2 em ambiente offshore são examinados, mostrando o arcabouço teórico, melhores práticas e soluções ainda não desenvolvidas, em áreas como: gerenciamento de reservatórios, engenharia de poços e plantas de processo, além de captura e transporte de CO2. Em seguida, a viabilidade econômica de ambos os métodos de recuperação são comparados, com pequena vantagem o caso EOR. Entretanto, devido às incertezas de sucesso do método e sua sensibilidade ao preço de importação de CO2, a gama de resultados pode alterar o processo decisório. Um balanço de carbono também é realizado, mostrando a redução esperada de sua concentração na atmosfera ao se selecionar o método de EOR CO2. Ainda, a aplicabilidade de créditos de carbono é discutida, e seu impacto econômico quantificado. Finalmente, há um longo caminho a se percorrer para ampla utilização de projetos EOR com CO2 antropogênico em ambiente offshore. Ao apontar os maiores desafios e entraves a serem superados, incluindo técnicos, comerciais e regulatórios, ao apresentar modelo econômico, e acima de tudo, ao mostrar sua atratividade, esta dissertação tem por objetivo reduzir esta distância. / [en] Environmental issues are on top of governments and companies’ agendas. The main focus is on global warming and means to reduce greenhouse gases, being carbon dioxide the main contributor. The consumption of fossil fuels is creating an irreversible effect on the planet, and it is expected to continue for years to come. In order to offset its usage are the emerging carbon capture and storage (CCS) projects. Their main obstacle is economical, and that’s where enhanced oil recovery through CO2 can help. This dissertation assesses the development options of an offshore Brazilian discovery, by comparing water injection method with carbon dioxide enhanced oil recovery (EOR CO2) imported from an anthropogenic onshore source. The main EOR CO2 technical challenges for offshore application are examined, detailing field proven and yet to be developed solutions, from reservoir management, wells engineering to the production unit, passing through CO2 acquisition and transportation. Next, economical feasibility of both methods are compared, with a slight advantage for EOR on the base case. Nevertheless, due to high uncertainties in method success prior to development and commitment, and also to carbon dioxide import prices, the range of results can shift the decision making, and such sensitivity analysis is also presented. A carbon inventory is also made, showing the net positive balance of selecting EOR CO2, which reduces the component’s concentration in the atmosphere. Finally, the applicability of carbon credits is discussed and its economical impact quantified. There is still a long way to go for the widespread utilization of anthropogenic EOR CO2 in offshore projects. By pointing out the main challenges to be addressed, including technical, commercial and regulatory, by presenting an economical model comprising environmental aspects, and most of all, showing its attractiveness, this dissertation aims to reduce this gap.

[pt] Os métodos de recuperação terciária ou avançada de petróleo (EOR) permitem fatores de recuperação de até 70 por cento. A injeção de surfactantes aniônicos, amplamente empregados em EOR químico, pode se tornar inviável devido às perdas após precipitação, difusão para o interior de poros sem conectividade e especialmente adsorção sobre a superfície da rocha reservatório. Este trabalho almejou modificar a superfície de nanopartículas de sílica com alcoxisilanos para que possam ser utilizadas como nanocarreadores de surfactantes aniônicos em EOR químico, diminuindo desta forma as perdas por adsorção. Técnicas de caracterização foram empregadas para confirmar a modificação ocorrida na superfície da sílica, obtendo-se graus de modificação estimados entre 11 e 14 por cento. A inserção de grupos alquila (C8 e C16) na superfície da sílica aumentou significativamente a interação com o surfactante aniônico (dodecil sulfato de sódio, SDS), em comparação com as nanopartículas sem modificação, ampliando em até 11x a quantidade de surfactante retido na superfície das nanopartículas. Os nanomateriais híbridos obtidos possuem maior capacidade de manter adsorvido o tensoativo em soluções aquosas e salinas, bem como liberá-lo quando na interface salmoura/óleo. Ao fim, as nanopartículas de sílica modificadas contendo surfactante adsorvido na sua superfície atuaram sinergicamente na redução da tensão interfacial, sem afetar o desempenho do surfactante após liberação na interface água/óleo. Sendo assim, as nanopartículas modificadas com alcoxisilanos obtidas neste trabalho podem atuar como nanocarreadores de surfactantes em fluidos de injeção para EOR químico. / [en] The tertiary oil recovery methods or enhanced oi recovery (EOR) allow a recovery factor up to 70 percent. The injection of anionic surfactants, widely used in chemical EOR, could become unfeasible due to losses after precipitation, diffusion to the interior of non-connected pores and specially adsorption over reservoir rock surface. This work aimed to modify the surface of silica nanoparticles with alkoxysilanes in order to be used as surfactant nanocarriers in chemical EOR, reducing surfactant loss by adsorption. Characterization techniques were employed to confirm the modifications on silica surface, obtaining degrees of modification between 11 and 14 percent. The attachment of alkyl groups (C8 and C16) on the silica surface raised significantly the interaction with an anionic surfactant (sodium dodecyl sulfate, SDS), in comparison to bare silica nanoparticles, increasing up to 11x the amount of adsorbed surfactant over silica s surface. The hybrid nanomaterials obtained in this work have a high capacity to keep the tensoactive in aqueous solutions and brine, as well as releasing it at the brine/oil interface. Finally, the modified silica nanoparticles containing surfactant adsorbed on their surface showed a synergy in reducing interfacial tension, without affecting the surfactant performance after the release at the water/oil interface. Thus, the nanoparticles modified with alkoxysilanes obtained in this work can act as surfactant nanocarriers in injection fluids for chemical EOR.

[pt] A injeção de água é o método mais utilizado para estender a vida produtiva de reservatórios de petróleo. No entanto, sua eficiência é limitada pela relação de mobilidade desfavorável entre a fase aquosa injetada e a fase oleosa deslocada. A heterogeneidade das formações agrava essa questão, direcionando a água através de caminhos preferenciais, resultando na retenção de óleo residual. Estudos recentes propõem emulsões de óleo-em-água como agentes de bloqueio para reduzir a mobilidade da fase aquosa. A redução da mobilidade associada à captura de gotas da fase dispersa leva a uma frente de deslocamento mais uniforme, aumentando a recuperação de óleo. Apesar dos avanços recentes na injeção de emulsões como método de recuperação avançada de petróleo (EOR), aspectos fundamentais do escoamento de emulsões óleo-em-água a nível microscópico e sua relação com a redução macroscópica na mobilidade da fase aquosa ainda necessitam de maior compreensão. Este estudo explora fatores que influenciam a eficácia de um processo de injeção de emulsão, incluindo o tamanho das gotas, a distribuição das gargantas de poros e a vazão de injeção, que influenciam diretamente na redução da mobilidade. Micromodelos bidimensionais foram empregados para visualizar a dinâmica de retenção e liberação de gotas, relacionando fenômenos em escala de poros à mobilidade da fase aquosa. Duas geometrias foram projetadas para este propósito. O micromodelo linear assegura um gradiente de pressão e uma velocidade constante ao longo de seu comprimento, enquanto a configuração radial avalia o desempenho da injeção de emulsão sob diferentes números de capilaridade. Nesta última configuração, a área de fluxo aumenta com o raio, reduzindo a velocidade do escoamento à medida que o fluido se afasta do ponto de injeção. Os resultados mostram que a redução da mobilidade pode ser controlada pelo número de capilaridade e pela distribuição do tamanho de gotas. Em números de capilaridade suficientemente altos, a diferença de pressão na maioria das gargantas de poro supera a pressão capilar, empurrando as gotas através das constrições. Nestes casos, a retenção de gotas é baixa e a redução da mobilidade é fraca. Por outro lado, em números de capilaridade baixos, a retenção de gotas é alta, causando uma redução significativa na mobilidade da fase aquosa, que é fortemente dependente da distribuição do tamanho de gotas. Além disso, no fluxo radial, o bloqueio de poros ocorre abaixo de um número de capilaridade crítico, onde a força capilar supera a pressão viscosa. O trabalho demonstra que a injeção de emulsão melhora a eficiência de deslocamento a nível microscópico, reduzindo a saturação residual de óleo. Os resultados podem orientar a seleção de características específicas de emulsões a serem injetadas em reservatórios com distribuições conhecidas de gargantas de poros, visando alcançar a necessária redução na mobilidade da fase aquosa e, consequentemente, incrementar a recuperação de óleo. / [en] Water injection is the most commonly used method for extending the productive life of oil reservoirs; however, its efficiency is limited by an unfavorable mobility ratio between the injected aqueous phase and the displaced oil phase. Reservoir heterogeneity exacerbates this issue, driving water through preferential flow paths with lower capillary resistance, leaving trapped oil behind. Recent studies propose oil-in-water emulsions as a pore-blocking agent to reduce aqueous phase mobility, leading to a more uniform displacement front and enhancing oil recovery. Despite recent developments in emulsion injection for enhanced oil recovery (EOR), fundamental aspects of the pore-scale dynamics of oil-in-water emulsion flow and its correlation with observed macroscopic mobility reduction remain not completely understood. This study explores key factors influencing the design of an effective emulsion injection process, including emulsion drop size, pore throat distribution, and injection flow rate, and their impact on the mobility reduction of the aqueous phase. Two-dimensional porous media micromodels were employed to visualize drop dynamics, examining how pore-scale phenomena affect aqueous phase mobility reduction. Two distinct geometries were designed for this purpose. The linear micromodel ensures a constant pressure gradient and flow velocity along its length, while the radial configuration assesses emulsion flooding performance under varying capillary numbers. In the latter configuration, the flow area increases with the radius, reducing the flow velocity as the fluid moves away from the injection point. Results show that mobility reduction can be finely controlled by the capillary number and the drop size distribution. At sufficiently high capillary numbers, the pressure difference in most pores is strong enough to overcome the capillary pressure needed to push a drop through the constriction; the number of trapped drops is relatively small, and mobility reduction is weak. Conversely, at low capillary numbers, the number of trapped drops is large; the mobility reduction is strong and dependent on the drop size distribution. Additionally, in radial flow, stronger pore-blocking occurs below a critical capillary number, where capillary resistance surpasses viscous pressure. Flow visualization demonstrates that emulsion flooding improves pore-level displacement efficiency, reducing residual oil saturation. These findings offer valuable insights into tailoring oil-in-water emulsions for injection into reservoirs with known pore throat distributions, aiming to achieve the necessary aqueous phase mobility reduction and consequently increase oil recovery factors.

[pt] Soluções poliméricas diluídas podem ser usadas na indústria de Óleo e Gás para injeção em reservatórios de petróleo como agentes de controle de mobilidade em técnicas de recuperação avançada de óleo, com o objetivo de aumentar o fator de recuperação do campo e postergar a indesejada alta taxa de produção de água. No entanto, o fenômeno macroscópico esperado, aumento da eficiência de varrido, é influenciado diretamente por fatores microscópicos que ocorrem na escala de poro. Devido às suas grandes cadeias moleculares, ao avançar através do meio poroso, soluções poliméricas de alto peso molecular dificultam o avanço da água alterando a razão de mobilidades água/óleo. Porém, o estudo de escoamento de soluções poliméricas ainda é um desafio devido ao comportamento não Newtoniano da relação vazão x diferença de pressão e à sensibilidade a diversos fatores como: tipo de polímero utilizado, concentração, razão de viscosidades, temperatura, salinidade e taxa de cisalhamento. O presente trabalho analisa a implementação de dois modelos constitutivos, Oldroyd-B e FENE-CR, aplicados ao método de solução de elementos finitos, EF, utilizando a formulação dos resíduos ponderados de Galerkin para modelar o escoamento de soluções poliméricas diluídas através de capilares com constrição e entender os fenômenos viscosos e elásticos envolvidos. Os resultados obtidos fornecem uma descrição mais detalhada da aplicação dos modelos testados e do escoamento de soluções poliméricas diluídas em gargantas de poros. / [en] Diluted polymeric solutions can be used in Oil & Gas industry for reservoir injection as mobility control agents in enhanced oil recovery technics, which goal is to increase the oil field recovery factor and postpone the high water production rates. However, the macroscopic expected phenomena, increase of the areal sweep, is directly influenced by microscopic factors that occurs at the pore scale. Due to their huge molecular chains, by advancing through the porous media, high molecular weight polymer solutions hinder the water flow changing the water/oil mobility ratio. Nevertheless, the comprehension of polymeric solutions flow is still a great challenge due to the Non-Newtonian behavior of the flow rate x pressure gradient relation and the sensibility to several variables such as: type of polymer used, concentration, viscosity ratio, temperature, salinity and shear rate. The present work analyzes the implementation of two constitutive models, Oldroyd-B and FENE-CR, coupled with the Finite Element method using the Galerkin weighted residual formulation to model the flow of diluted polymeric solutions through constricted capillaries and understand the viscous and elastic phenomena involved. The obtained results provide a more detailed portrait of the constitutive models and the flow of diluted polymeric solutions through pore throats.

[pt] Devido ao seu comportamento físico-químico, os polímeros solúveis em água são utilizados em várias fases de perfuração, completação, e produção de poços de petróleo. Portanto, é fundamental prever e controlar o comportamento em meio poroso para entender o desempenho do polímero. Experimentos foram conduzidos para estudar a degradação de uma solução aquosa semi-diluída de PEO, usando dois capilares com diâmetros de entrada diferentes (100 micrômetros e 200 micrômetros) ambos com constrição de 50 micrômetros, criando fluxos transientes rápidos em seu centro. Diferentes vazões foram impostas a fim de observar diferentes taxas de cisalhamento e de alongamento no sistema. O efluente do fluxo foi coletado e reinjetado, e suas propriedades reológicas foram utilizadas como proxies para a degradação. Observamos que, para a contração mais abrupta, a vazão mínima necessária para degradar a solução é menor. Este resultado, analisado apenas sob a perspectiva da taxa de cisalhamento, não é razoável, já que a taxa de cisalhamento na constrição a que o polímero é submetido é igual em ambos os capilares. Portanto, inferimos que a brusquidão da contração desempenha um papel na degradação, o que significa que a taxa de alongamento pode ser responsável pela menor taxa de fluxo crítico. Também foi observado um padrão de como ocorre a degradação com as injeções subsequentes. Podemos inferir que injeções subsequentes causam degradação incremental antes de se aproximar de um patamar de estabilização e que vazões mais altas geram patamares de degradação mais baixos. / [en] Due to their physical-chemical behavior, water-soluble polymers are used extensively in various phases of drilling, completion, workover, and production of oil and gas wells. Therefore, it is fundamental to predict and to control in-situ porous medium behavior in order to understand polymer performance. Experiments were conducted to study the degradation of a semi diluted (2000 ppm) aqueous solution of PEO, using two capillaries with different entrance diameter (100 micrometers and 200 micrometers) both with 50 micrometers radius constriction, creating Fast-Transient Flows in their center. Different injection rates were imposed in order to observe different shear and extensional rates in the system. The effluent of the flow was collected, and reinjected, and rheological properties of the fluids were used as proxies for the degradation of the solution. We observed that for the more abrupt contraction, the minimum flow rate needed for degrading the polymer solution is lower. This result, when analyzed purely under shear rate perspective, is not reasonable, since the constriction shear rates to which the polymer is subjected are equal at both capillaries. Therefore, we inferred that the abruptness of the contraction plays a role in the degradation, which means elongational rate may be responsible for the lower critical flow rate. It was also observed a pattern for how the degradation occurs with subsequent injections. We could infer that subsequent injections cause incremental degradation before approaching a stabilization plateau and that higher flow rates generated lower degradation plateaus.

[pt] Como solução para viabilizar a produção de óleo com alto teor de dióxido de carbono, condição característica do pré-sal brasileiro, foi escolhida a estratégia de reinjeção desse mesmo gás produzido como método de recuperação de petróleo e como instrumento de mitigação da emissão atmosférica desse tipo de GEE (Gas do Efeito Estufa). A combinação de duas técnicas de recuperação, a injeção de água e a de gás, conhecida como WAG (Water Alternated Gas) se mostrou promissora por combinar benefícios como a varredura microscópica do gás com a estabilidade e economia obtidas pela injeção de água. Este projeto tem como objetivo entender o potencial de produção para traçar uma estratégia de otimização de recuperação do óleo aliado ao armazenamento da maior quantidade de CO2 possível, por meio de simulações numéricas de fluxo contínuo por modelos composicionais. A metodologia adotada para este projeto foi a utilização de módulos comerciais de simulação de reservatórios, fornecidos pela CMG (Computer Modeling Group), para ajuste de dados PVT de um fluido com características próximas ao do pré-sal, para que este pudesse ser aplicado em dois modelos sintéticos de reservatórios, para otimização de campo e avaliação deste pós período de produção. Desta forma, o presente trabalho proporciona uma visão do comportamento do método WAG e sua influência sobre o fator de recuperação deste reservatório, além de discutir as interações envolvidas em microescala em um ambiente reativo como um reservatório carbonático na presença do CO2. A partir dos resultados obtidos com a simulação, é possível concluir que as reações químicas entre os componentes aquosos e minerais presentes na formação porosa tem como consequência o aprisionamento do carbono. / [en] The strategy of CO2 produced reinjection is a solution to enable the pre-salt oil production as a petroleum recovery method and as an instrument to mitigate atmospheric emission of this GHG (Greenhouse Gas). The combination of two recovery techniques, water and gas injection, is known as Water Alternated Gas (WAG) has shown a successful combination of benefits such as microscopic gas sweeping with the stability and economy achieved by water injection. This project aims to understand the production potential to outline an optimization strategy of oil recovery coupled with the CO2 maximum storage possible, through numerical simulations of continuous flow by compositional models. The methodology adopted for this project was the use of commercial reservoir simulation modules, provided by CMG (Computer Modeling Group), to adjust PVT data of a fluid with similar characteristics to the pre-salt oil and then it could be applied in two synthetic reservoir models for field optimization and evaluation of this postproduction period. Thus, the present work provides an insight into the behavior of the WAG method and its influence on the recovery factor of this reservoir as well as discussing the microscale interactions involved in a reactive environment as a carbonate reservoir in the presence of CO2. Findings obtained by the simulation process shows that the chemical reactions between the aqueous and mineral components present in the porous formation result in carbon entrapment.