[pt] A formação de emulsões está presente em diversas atividades industriais, incluindo o setor petrolífero. A análise de quebra de gota em capilares com garganta remete ao estudo da formação de emulsões e suas características em meios porosos. Esta dissertação apresenta um modelo numérico baseado nas equações de conservação, e na teoria da lubrificação. O modelo foi desenvolvido considerando as duas fases como fluidos Newtonianos, e o sistema de equações diferencias resultante foi resolvido pelo método de diferenças finitas centrais, implementado em ambiente MATLAB®. Determina-se o campo de pressão dos fluidos, bem como sua interface ao longo do tempo. A análise da influência de parâmetros, tanto da geometria do capilar quanto das propriedades dos fluidos, indicou comportamentos adequados em comparação com os dados disponíveis na literatura. Observou-se que a viscosidade do fluido da fase contínua possui maior influência no tempo de formação de gota, do que a viscosidade do fluido da fase dispersa. O tempo de quebra de gota da fase dispersa varia linearmente com a viscosidade da fase contínua. Observa-se que o raio da garganta do capilar influencia diretamente no tempo de quebra de gota, onde para raios menores, o tempo de formação de gota será menor do que para um raio de garganta maior, devido a um gradiente de pressão capilar mais elevado. / [en] The snap off of emulsion drops appears in several industrial activities, including the oil industry. The analysis snap off in a constricted capillary is related to the study of emulsion formation and its characteristics in a porous media. This thesis presents a numerical model based on the conservation equations and lubrification theory developed for Newtonians fluids. The resulting system of differential equations was solved by finite difference and the code implemented in MATLB®. The analysis of the effect of different parameters, such as the geometry of the capillary and the liquid proprieties, indicated appropriate behaviors in comparison to data in the literature. It was observed that the viscosity of the continuous phase fluid has a stronger influence in the snap off time than the viscosity of the dispersed phase fluid. The snap off time rises with the viscosity of the continuous phase fluid. It was observed that the variation of the radius of the neck directly influences the snap off time, where smaller throat radius leads to shorter snap-off time, due to stronger capillary pressure gradient.

[pt] Este trabalho desenvolve uma metodologia para obter experimentalmente a pressão capilar de diferentes fluidos em contato com folhelhos, comparando-a com valores obtidos analiticamente a partir da caracterização dos fluidos e dos folhelhos individualmente. Foram realizados ensaios numa célula de difusão a qual permite simular as condições de pressão aplicadas no campo, avaliar a interação físico- química entre fluidos e rochas, além de determinar os parâmetros de transporte de massa devido a gradientes químicos e hidráulicos. Verifica-se que os valores de pressão capilar obtidos diretamente na célula de difusão são inferiores aos obtidos a partir da equação de pressão capilar utilizando a tensão interfacial, o ângulo de contato e o raio de poros do folhelho. Desta forma, conclui-se que caso seja realizada uma análise de estabilidade considerando a pressão capilar do fluido, este parâmetro deve ser determinado experimentalmente na célula de difusão. Caso contrário, valores superestimados poderão ser encontrados. / [en] A methodology was developed to experimentally obtain the capillary pressure of different fluids in contact with shales and compare these values with analytical results from individual characterization of fluids and shales. Tests were carried out in a diffusion cell, which allows the simulation of in-situ pressure conditions, the evaluation of physical-chemical interactions between fluids and rocks and the determination of mass transport parameters due to hydraulic and chemical gradients. It is observed that the values of capillary pressure directly obtained in the diffusion cell are inferior to the ones obtained from the capillary pressure equation using the interfacial tension, the contact angle and the pore radius of shales. Thus, it can be concluded that, if a stability analysis considering the capillary pressure of the fluid is carried out, this parameter should be experimentally determined in the diffusion cell. Otherwise, overestimated values can be found.

[pt] A compreensão dos mecanismos e fenômenos de transporte relacionados ao fluxo multifásico em meios porosos é de grande relevância para diversas aplicações práticas como captura e sequestro de dióxido de carbono, transporte em células de combustível e recuperação avançada de reservatórios de hidrocarbonetos. A geometria do espaço poroso e as interações dos fluidos com sua parte sólida determinam propriedades macroscópicas como porosidade, permeabilidades relativas e pressão capilar. Porém, a visão em escala microscópica fornece uma melhor descrição e entendimento dos processos físicos e químicos do escoamento de fluidos no espaço poroso. Neste trabalho desenvolvemos um simulador de rede de poros para análise do escoamento bifásico de fluidos imiscíveis tanto para o processo de drenagem quanto para o de embebição. O modelo de rede 240×40 tem capilares com raios médios na ordem de 52.35 micrometro com constrição. Os padrões de escoamento e eficiências de deslocamento foram obtidos para diferentes razões de viscosidade e números de capilaridade. Os resultados encontrados, considerando deslocamento pistão, foram similares a de experimentos realizados previamente, injetando água no meio saturado de óleo. Na drenagem, a saturação residual de óleo cai com o aumento do número de capilaridade. O padrão de escoamento observado é de fingerings viscosos e, a frente de deslocamento torna-se mais estável com o aumento da razão de viscosidade. Na embebição, para números de capilaridade mais baixos, o escoamento foi dominado por fingers capilares. Para números de capilaridade altos, fingers viscosos foram predominantes e, com o aumento da razão de viscosidade, a frente apresentou maior estabilidade. / [en] Understanding the mechanisms and transport phenomena of multiphase flow in porous media has great relevance in several practical applications, such as capture and sequestration of carbon dioxide, transport in fuel cells and enhancement hydrocarbon recovery. The geometry of pore space and the fluid interactions with the solid determine macroscopic properties such as porosity, relative permeabilities and capillary pressure. However, microscopic analysis provides a better description and comprehension of physical and chemical processes of fluid flow in the pore space. In this work, we developed a pore-network simulator to analyze immiscible two-phase flow for both drainage and imbibition processes. The 240×40 pore-network model has constricted capillary channels with radius on the order of 52.35 micrometer. Flow patterns and displacement efficiencies evaluation were obtained at different viscosity ratios and capillary numbers. The results, considering piston-like displacement, were similar to experiments realized previously, injecting water in an oil saturated medium. In the drainage process, the oil saturation reduces with increasing capillary number. The observed flow pattern is viscous fingerings and the front is stable with the higher viscosity ratio. In imbibition, the flow was dominated by capillary fingers at low capillary numbers. At high capillary numbers, viscous fingers were predominant and, with increasing viscosity ratio, the front presented higher stability.