Dissertações em Engenharia Química (Mestrado) - PPGEQ/ITEC
URI Permanente para esta coleçãohttps://repositorio.ufpa.br/handle/2011/2309
O Mestrado Acadêmico iniciou-se em 1992 e pertence ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química (PPGEQ) do Instituto de Tecnologia (ITEC) da Universidade Federal do Pará (UFPA).
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Navegando Dissertações em Engenharia Química (Mestrado) - PPGEQ/ITEC por Orientadores "AUM, Pedro Tupã Pandava"
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Dissertação Acesso aberto (Open Access) Estudo das alterações petrofísicas e mineralógicas em amostras de calcita e dolomita decorrentes da interação com água carbonatada e CO2 supercrítico(Universidade Federal do Pará, 2023-05-29) SOUZA, Felipe Pereira de; LUCAS, Cláudio Regis dos Santos; http://lattes.cnpq.br/1695226159975283; HTTPS://ORCID.ORG/0000-0001-5443-462X; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; https://orcid.org/0000-0002-2339-9865As técnicas de captura, utilização e armazenamento de CO2, conhecidas pela sigla CCUS (do inglês: Carbon capture, utilization, and storage), têm sido estudadas como ferramentas primordiais para que sejam alcançadas as metas de descarbonização, estipuladas para desaceleração da elevação da temperatura média da terra. Neste contexto, o armazenamento geológico, consiste na injeção de CO2 na formação rochosa, para que fique aprisionado em aquíferos salinos, jazidas de carvão mineral ou reservatórios de petróleo. A injeção de CO2 já é realizada, por exemplo, nos campos do Pré-sal brasileiro, onde o óleo produzido apresenta elevada concentração de CO2 em sua composição. Espera-se que outras estruturas geológicas possam ser utilizadas para o armazenamento geológico de carbono. Contudo, os locais geológicos devem ser cuidadosamente selecionados, sendo um dos pontos chaves a estabilidade geoquímica em decorrência do contato do CO2 com a formação rochosa. Assim, este projeto visou estudar o processo de interação do CO2 com formações de rochas carbonáticas, de forma a aumentar o conhecimento fundamental relativo aos processos de interação rocha-fluido no armazenamento geológico de CO2. A metodologia incluiu a análise das propriedades petrofísicas de rochas carbonáticas comerciais (Indiana Limestone e Silurian Dolomite) e da amostra de carbonato dolomítico da Formação Itaituba, antes e após a exposição ao CO2 na forma de água carbonatada e na forma supercrítica. Também utilizamos a microtomografia de raios-X para estudar a estrutura porosa das amostras em diferentes escalas. Os resultados mostraram que as amostras das rochas Indiana apresentam porosidade distribuída, sendo essencialmente formada por estruturas compostas predominantemente por paletes, grãos esqueléticos, oóides e fragmentos de conchas. As amostras de Silurian Dolomite, apresentaram uma estrutura formada, por menos poros, contudo maiores e mais concentrados. As amostras de rocha da formação Itaituba, apresentaram baixíssima porosidade e permeabilidade. As propriedades petrofísicas tiveram evolução após o contato com CO2. Os estudos de interação rocha-fluido apresentarão mudança nas matrizes das rochas decorrente do processo de dissolução/ou expansão de poros. A técnica de microtomografia de raios-X foi utilizada no imageamento das amostras para visualizar a mudança da morfologia das rochas, a técnica permitiu a comparação de antes e pós ataque de CO2. As análises de DRX e FRX apresentaram resultados positivos quanto a composição mineral das amostras utilizadas. Os resultados deste trabalho irão contribuir com a redução de incertezas relacionadas aos processos e mecanismos do armazenamento geológico de CO2.Dissertação Acesso aberto (Open Access) Estudo do efeito da saturação de óleo na acidificação de carbonatos(Universidade Federal do Pará, 2023-02-27) NEYRA, Jair Rodrigues; LUCAS, Cláudio Regis dos Santos; http://lattes.cnpq.br/1695226159975283; HTTPS://ORCID.ORG/0000-0001-5443-462X; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; https://orcid.org/0000-0002-2339-9865A acidificação em carbonatos é uma técnica de estimulação de poços usada para aumentar a produção de petróleo. Essa técnica visa injetar ácido na formação abaixo da pressão de fratura, criando caminhos de alta condutividade decorrentes da dissolução da rocha pelo ácido. Em laboratório, a maioria dos experimentos são realizados em amostras de rocha saturadas com água, devido a suposição de que há apenas água na formação, após o preflush e operações de perfuração e completação anteriores. Contudo, há diferentes condições de saturação que podem ocorrer na formação em virtude das suas características petrofísicas e histórico de operações. Um dos cenários é a saturação de óleo no meio poroso. Este trabalho propõe realizar experimentos físicos e avaliar a influência da saturação de óleo na acidificação de carbonatos. Foram realizados experimentos de fluxo reativo utilizando sistemas ácidos, com HCl 0,5M e HCl 15%, em rochas saturadas com água ultra pura e parafina líquida. As amostras de rochas carbonáticas são do afloramento Indiana Limestone com 3 in de comprimento e 1,5 in de diâmetro. Na saturação com óleo foi utilizado uma alta vazão de 20 mL/min para os dois sistemas ácidos em temperatura ambiente; e com o HCl 15% foi aprofundado o estudo com temperatura de 45°C nas vazões de 1 e 20 mL/min. A técnica de microtomografia de raio-x foi utilizada no imageamento das amostras para visualizar a morfologia do wormhole. Por meio dela, foi comparado a influência do óleo na estrutura do wormhole e no valor de PVBt, destacando o impacto do óleo para cada concentração de ácido. A curva PVBt do HCl 0,5M possui valores acima dos apresentados utilizando o HCl 15%, nas amostras saturadas com água. Este efeito é decorrente da menor concentração promover um menor poder de dissolução dos carbonatos. As análises da área do wormhole e da distribuição de porosidade após a acidificação mostram que o óleo influenciou para uma propagação eficiente do wormhole e um menor gasto de ácido. Os valores do PVBt são menores quando a amostra está saturada com óleo em todos os cenários. No uso do HCl 15% na amostra saturada com óleo e em temperatura de 45°C. Neste cenário o valor reduz cerca de 54% no uso do HCl 15% em 20 mL/min.Dissertação Acesso aberto (Open Access) Influência do transporte advectivo no processo de dissolução de rochas carbonáticas em ácido clorídrico.(Universidade Federal do Pará, 2024-04-30) COSTA, Brenda Matos da; SILVA, Daniel; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335A estimulação de rochas carbonáticas é uma técnica usada na indústria do petróleo para aumentar o índice de produtividade dos poços a partir do incremento da permeabilidade de uma região próxima ao poço. Na acidificação, um ácido é injetado na rocha reservatório. Em rochas carbonáticas o ácido interage com a rocha, de forma a promover a dissolução. A reação ácidorocha se caracteriza por ser essencialmente heterogênea devido às diferentes fases dos reagentes. A quantificação da taxa de reação em sistemas heterogêneos é complexa, uma vez que envolve a combinação de diversas variáveis que contribuem para o fenômeno de transporte. A forma como o ácido interage com o meio poroso pode ser analisada por meio de diversas técnicas e equipamentos que podem auxiliar na compreensão. O equipamento mais comum é o Rotating Disk Apparatus (RDA), que consiste em um reator, que pode operar diversas faixas de pressão e temperatura e perante diversas rotações. Contudo, devido à dificuldade de aquisição deste tipo de equipamento, diversas metodologias experimentais têm sido reportadas como alternativas. Desta forma, este trabalho, tem como objetivo, estudar como que a medição da taxa de reação por meio de diferentes metodologias pode influenciar o resultado. Foi realizado um estudo experimental comparativo utilizando três diferentes metodologias, a saber, dissolução estática, dissolução dinâmica e rotating disk para mensurar o impacto da mineralogia, porosidade, velocidade de rotação e pressão aplicada ao sistema reacional. O foco é avaliar a que nível, os resultados dos experimentos de dissolução estática e dinâmica divergem dos experimentos realizados no rotating disk tido como padrão para este tipo de análise. De modo geral, observou-se que para Indiana limestone, o aumento da rotação promove o aumento da taxa de reação de 10,36% e 63,07% do estático para o dinâmico em 100 e 500 RPM, respectivamente. Comportamento semelhante foi constato para as demais mineralogias. Além disso, a obteve-se um coeficiente de difusão no processo de dissolução dinâmica e rotating disk de 3,75.10-5 e 9,13.10-5 , respectivamente, para as amostras de coquina, evidenciou que a ausência de pressão no sistema dificulta o processo de transferência de massa devido a presença de CO2 (g), subestimando assim a difusão no sistema carbonato – HCl.Dissertação Acesso aberto (Open Access) Simulação numérica da acidificação de carbonatos utilizando malhas obtidas a partir de imagens de MICRO-CT(Universidade Federal do Pará, 2024-05-21) SANTANA, Beatriz dos Santos; VICENTE, Bruno José; http://lattes.cnpq.br/4190693236960837; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335A acidificação matricial é uma das técnicas de estimulação de poços que consiste no bombeio de uma solução ácida com pressão inferior à pressão de fratura da rocha. Em formações carbonáticas, como consequência da reação ácido-calcita, parte da rocha é dissolvida e canais de alta condutividade, denominados de wormholes, são criados. Um dos grandes desafios associados à simulação deste tipo de processo é incorporar nas malhas numéricas as heterogeneidades inerentes às rochas carbonáticas. Este trabalho tem como objetivo principal simular a acidificação em plugues de rochas carbonáticas com o campo de porosidade inicial obtido a partir de uma imagem de microCT. Utilizou-se a modelagem de duas escalas, com o balanço de quantidade de movimento realizado utilizando a abordagem de Navier-StokesBrinkman. As simulações foram realizadas em código desenvolvido em openFOAM, variandose a velocidade do ácido na face e obtendo-se o PVbt (Pore Volume to Breakthrough) para cada condição. Análises de convergência em malha e no impacto da variação da velocidade intersticial de entrada foram realizadas. Os resultados das simulações foram comparados com campos de porosidade inicial gerados utilizando as distribuições uniforme, normal e lognormal. As distribuições de porosidades e permeabilidades iniciais obtidas foram condizentes com a imagem do microCT. Com relação à variação na quantidade de células, não houve impacto significativo no PVbt. Com a variação da velocidade de injeção na face foi possível obter os padrões de dissolução uniforme, cônico, ramificado, wormhole dominante, dissolução na face e o padrão de dissolução compacta, obtendo-se a curva de PVbt para determinação do ponto ótimo (menor PVbt). Para o modelo desenvolvido a partir da imagem a menor PVbt obtida foi 0,262 com a velocidade de entrada de 4 2,12 10 m/s − . Já para os modelos com distribuições de porosidade uniforme, normal e lognormal o menor valor de PVbt obtido foi de 0,276, 0,261 e 0,309 a uma velocidade de entrada de 5 8,3 10 m/s − . Os resultados apresentados mostraram que a metodologia utilizada para se obter campos de porosidade a partir de imagens de microCT pode ser utilizada para obter resultados que sejam mais representativos quanto a contabilização de heterogeneidades da rocha.