Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-05-23T13:22:39Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) Dissertação - Katia Botelho FINAL.pdf: 3415518 bytes, checksum: f3daca0e931ff869adfc63713344368b (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-23T13:22:39Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) Dissertação - Katia Botelho FINAL.pdf: 3415518 bytes, checksum: f3daca0e931ff869adfc63713344368b (MD5) Previous issue date: 2016-07-21 / CAPES / A injeção e a extração de fluidos em reservatórios de petróleo pode causar dissolução dos minerais existentes nas rochas, alterações de pressão, temperatura e saturação que afetam o estado de tensão, resultando em deformações na rocha reservatório, bem como alterações da permeabilidade e porosidade do meio poroso. Neste contexto, os mecanismos físicos e químicos na interação rocha-fluido afetam o comportamento mecânico da rocha, diminuindo sua resistência mecânica quando submetidas às diferentes condições de carregamento, podendo assim levar ao enfraquecimento pela perda de rigidez ou resistência mecânica. Desta forma, esta pesquisa tem como o objetivo estudar as tensões e deformações de uma rocha carbonática sintética durante a dissolução dos minerais usando ensaios edométricos, a fim de representar e entender o comportamento geomecânico e geoquímico de rochas carbonáticas durante a dissolução dos minerais. Com esta finalidade, foram realizados ensaios de dissolução com uma rocha carbonática sintética usando de uma célula edométrica modificada, permitindo assim o fluxo controlado de uma solução ácida através da amostra. Os ensaios de dissolução foram realizados em duas etapas: dissolução parcial e dissolução total. A partir dos resultados dos ensaios de dissolução dos minerais observou-se que a tensão horizontal aumenta linearmente, sendo observado também uma deformação volumétrica de 3,9% e 11,51% para a dissolução parcial e total respectivamente. Por meio dos ensaios de resistência a compressão simples foi possível verificar que a resistência da amostra sintética foi de 3530 kPa antes do processo de dissolução. Após a dissolução dos minerais houve uma diminuição da resistência em 22% e o aumento da porosidade em 46,4% da rocha, fato este que pode provocar a compactação induzida quimicamente do reservatório quando submetido à injeção de fluidos que possam interagir quimicamente com o meio poroso. / The injection and extraction fluid oil reservoir can cause the mineral dissolution, changes in pressure, temperature and saturation that affect the stress state, resulting in reservoir rock strain, as well as changes in the permeability and porosity of the porous medium. In this context, the physical and chemical mechanisms in the rock-fluid interaction affects the mechanical behavior of the rock, reducing its strength when subjected to different load conditions and can thus leads to a weakening for the loss of stiffness and mechanical strength. Thus, the main objective of this research is to study the stresses and strains of a synthetic carbonate rock during the dissolution of minerals from oedometer tests in order to represent and understand the geomechanical and geochemical behavior of the rock during the dissolution of minerals. For this purpose, dissolution tests were performed using a synthetic carbonate rock by a modified oedometer cell, allowing a controlled flow of acidic solution through the pores of the sample. The dissolution tests were carried out in two steps: total dissolution and partial dissolution. From the results of the mineral dissolution test it was observed that the horizontal stress increases linearly, also observed a volumetric strain at 3.9% and 11.51% for the total and partial dissolution, respectively. Regarding the results of the mineral dissolution test it was observed that the horizontal stress increases linearly and the volumetric strain data were 3.9% and 11.51% for the total and partial dissolution, respectively. Through the unconfined compression tests it can be seen that the strength of the synthetic sample reaches a value of 3530 kPa before the dissolution process. On the other hand, after the mineral dissolution there was a decrease in resistance by 22% and a increased to 46.4% of the porosity rock. Thus, this fact can lead to chemically induced compression of the reservoir, when submitted to fluid injection thar can chemically interact with the porous medium.

Submitted by Rafael Santana (rafael.silvasantana@ufpe.br) on 2018-01-31T18:58:01Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO Aline Dantas de Oliveira.pdf: 7187935 bytes, checksum: 2f865a50020bf3264c45bd86c0acd251 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-31T18:58:01Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO Aline Dantas de Oliveira.pdf: 7187935 bytes, checksum: 2f865a50020bf3264c45bd86c0acd251 (MD5) Previous issue date: 2016-08-31 / CNPQ / Estudos de reservatórios carbonáticos se fortificaram no Brasil após a descoberta de depósitos de petróleo do Pré-sal. No Brasil, apesar de existirem várias técnicas para o aproveitamento e uso do dióxido de carbono contido em formações petrolíferas, a reinjeção do CO2 emergente das formações dos próprios reservatórios do Pré-sal vem se mostrando requisitada na indústria, o que incentiva estudos nessa área. Para isso, o entendimento acerca do comportamento de rochas carbonáticas submetidas à injeção de fluidos reativos é fundamental, seja através da medição experimental ou de estudos teóricos. O principal objetivo da presente dissertação foi a investigação do comportamento provocado pela injeção de uma solução reativa de HCl em amostras de rochas carbonáticas sintéticas, para um entendimento mais amplo do processo de dissolução em carbonatos, tanto no âmbito químico, quanto no geomecânico. Os corpos de prova sintetizados neste trabalho apresentaram densidade de 1,5 g/cm³, compostos por areia quartzosa, hidróxido de cálcio e halimeda, na proporção de 50%, 25%, 25%, respectivamente, e os ensaios de dissolução foram realizados em uma célula de dissolução desenvolvida e instrumentada na UFPE. A metodologia dos ensaios consistiu na injeção da solução de HCl nas amostras de rocha sintetizadas através de um fluxo axial descendente, sob condições controladas de ensaio. Análises de caracterização das rochas foram realizadas antes e após a injeção do fluido reativo. O valor da resistência à compressão simples da rocha sintética a classificou como uma rocha carbonática branda, estando de acordo com o propósito do trabalho. As rochas apresentaram permeabilidade inicial da ordem de 10-14 m² (10 milidarcy) e após a dissolução sofreram um aumento de permeabilidade na ordem de cem vezes maior do que a permeabilidade inicial, para rochas carbonáticas sintéticas submetidas ao fluido de pH 2 e 3 e um aumento dez vezes maior, para rochas carbonáticas sintéticas submetidas a um fluido com pH 4. Esse aumento de permeabilidade foi provocado pela formação de canais de fluxos preferenciais (wormholes), sendo mais atenuados nas rochas submetidas aos fluidos de pH mais baixos. Na análise qualitativa da porosidade foram utilizadas tomografias computadorizadas para o entendimento da estrutura interna das rochas antes e após a dissolução, mostrando que a passagem da solução causou dissolução dos minerais carbonáticos presente em todas as amostras, provocando, assim, aumento dos espaços vazios das rochas. Com base nos resultados apresentados, foi possível concluir que a injeção do fluido reativo nas rochas carbonáticas causou dissolução do mineral presente no meio poroso, alterações na resistência da rocha, bem como alterações da permeabilidade e porosidade, ou seja, modificações significativas nas propriedades petrofísicas do meio. Esse conjunto de análises resultou no aumento do conhecimento aos acontecimentos decorrentes do processo de dissolução de rochas carbonáticas sintéticas, agregando informação à recente tendência da utilização de rochas preparadas em laboratório nos estudos relacionados à área de petróleo. / Carbonate reservoir studies were fortified in Brazil subsequent to discovery of oil deposits in the Pre-salt. In Brazil, although there are several techniques for harnessing and use of carbon dioxide contained in oil formations, a reinjection of CO2 emerging from the formations of its own Pre-salt reservoirs has been proven requisitioned in the industry, which encourages studies in this area. For this, the understanding of the carbonate rocks behavior when submitted to an injection of reactive fluids is crucial, whether arising from experimental measurement or theoretical studies. The main objective of this dissertation was the investigation of the behavior provoked by injecting a reactive solution of HCl in samples of synthetic carbonate rocks, to a wider understanding of the dissolution process in carbonates, in both context, chemical and geomechanical. The samples synthesized in this work exhibited density of 1.5 g/cm³ and composition of quartzite sand, calcium hydroxide and halimeda, at a ratio of 50%, 25%, 25%, respectively, and dissolution testing were performed on a dissolution cell designed and instrumented at UFPE. The methodology of the tests consisted of injecting the HCl solution into the rock samples synthesized through a descending axial flow under controlled test conditions. Analysis of characterization of carbonate rocks were performed before and after the injection of reactive fluid. The value of compressive strength of the synthetic rock classified as a soft carbonate rock, which is consistent with the purpose of work. The rocks had initial permeability in order of 10-14 m² (10 milidarcy), and after the dissolution, were increased permeability of the order of one hundred times more (for the synthetic carbonate rocks subjected to pH 2 and fluid 3) and ten times more (pH 4) compared with the initial permeability. This permeability increase was caused by the formation of preferential flow channels (wormholes) being more attenuated in rocks subjected to lower pH fluids. In the qualitative evaluation of porosity have been used CT scans to understand the internal structure of the rocks before and after dissolution, showing that the passage of the reactive fluid caused the dissolution of carbonate minerals present in all samples synthetic, thereby causing an increase of void spaces of the rock. Based on the results, it was concluded that the injection of the reactive fluid in synthetic carbonate rocks caused dissolution of the mineral present in the porous medium, alterations in rock strength, and changes in the permeability and porosity of the porous medium, which means significant changes in petrophysical properties of the medium. This group of analyzes resulted in increased knowledge to the events arising in the process of dissolution of synthetic carbonate rocks, adding information to the recent trend of using rocks laboratory prepared in the studies related to the pretroleum sector.