Dissertação

{pt_PT=Tensão interfacial e ângulo de contacto em sistemas óleo-rocha-salmoura a alta temperatura e pressão} {} EVALUATED

{pt=A injeção de água de baixa salinidade provoca efeitos positivos na recuperação de óleo em reservatórios carbonatados. Estudos sobre o ângulo de contato (CA) e tensão interfacial (IFT) são utilizados dentro da técnica. O método da gota pendente foi a técnica utilizada para analisar de que forma o CA e IFT variaram de acordo com diferentes concentrações iônicas e salinas a alta pressão e temperatura. Este trabalho experimental foi subdivido em 2 etapas: na etapa 1 foram realizados estudos do CA e IFT em rocha dolomita para Sw, Sw2x, Sw10x, Sw50x e Sw100x, a 124o C e 5000 psi, condições para o óleo do tipo I; na etapa 2 foram realizados testes do CA e IFT em rocha reservatório, do pré-sal Brasileiro, para Sw, Sw0,75NaCl, Sw0,50NaCl, Sw0,25NaCl e Sw0NaCl, a 63oC e 5000 psi, condições para o óleo do tipo II. Para diminuir o erro associado às medições de IFT foram realizados testes de densidade. A 25oC/Patm, 25oC/5000psi e 124oC/5000psi para os testes realizados em rocha dolomita e para rocha reservatórioa 63oC/Patm e 63oC/5000psi; os testes foram realizados para as condições referentes a cada tipo de reservatório e óleo. Foi possível concluir que os valores de IFT aumentam com a diminuição da salinidade para as rochas testadas. Os valores de IFT foram afetados pela temperatura e pressão. Os valores de CA mostraram uma molhabilidade preferencial à água para rocha dolomita e molhabilidade preferencialmente neutra para rocha reservatório na presença de água com baixa salinidade. , en=Low salinity water injection has been shown to improve oil recovery from carbonate rocks. Studies of contact angle (CA) and interfacial tension (IFT) are used within this technique. The Pendant Drop method was used in this work to analyze how CA and IFT vary according brine concentration at high pressure and temperature. This experimental work was subdivided into two stages: in stage one, the CA and IFT in dolomite rock for (Sw, Sw2x, Sw10x, Sw50 and Sw100x), at 124oC and 5000 psi, reservoir conditions with type I oil; in step two tests about the CA and IFT were performed in a reservoir rock from the Brazilian pre-salt, for (Sw, Sw0,75 NaCl, Sw0.50NaCl, Sw0,25NaCl and Sw0NaCl) at 63oC and 5000 psi, reservoir conditions with oil type II. Density tests were made to decrease the errors associated with IFT measurements. These tests were realized at 25°C/atm, at 25°C /5000psi and at 124°C/ 5000 psi for dolomite rock and for the reservoir rock the density tests were performed at 63oC and atmospheric pressure and 63oC/5000 psi, the tests were performed for each type of reservoir and oil used conditions. With the results from this experimental work it can be inferred that IFT values increase with decreasing of salinity to both used rocks. IFT values are strongly affected by characteristics as temperature and pressure. CA values shown a preferable wettability to water for dolomite rock and preferable neutral wettability for reservoir rock, in the presence of low salinity water. }
{pt=Baixa salinidade, gota pendente, molhabilidade, tensão interfacial, ângulo de contato, en=Low salinity, pendant drop, wettability, interfacial tension, contact angle}

Novembro 28, 2018, 14:0

Orientação

ORIENTADOR

Nilo Ricardo Kim

Universidade Estadual de Campinas

Pesquisador Doutorado

ORIENTADOR

Maria João Correia Colunas Pereira

Departamento de Engenharia Civil, Arquitectura e Georrecursos (DECivil)

Professor Associado