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Título: VISUALIZAÇÃO EM ESCALA DE POROS E CURVAS DE PERMEABILIDADE RELATIVA DO ESCOAMENTO BIFÁSICO EMMODELOS MICROFLUÍDICOS DE MEIOS POROSOS FRATURADOS
Autor: VIVIAN MENDES DE SOUSA
Instituição: PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO - PUC-RIO
Colaborador(es):  MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO - ORIENTADOR
BRENDA MARIA DE CASTRO COSTA - COORIENTADOR

Nº do Conteudo: 72026
Catalogação:  31/07/2025 Liberação: 31/07/2025 Idioma(s):  INGLÊS - ESTADOS UNIDOS
Tipo:  TEXTO Subtipo:  TESE
Natureza:  PUBLICAÇÃO ACADÊMICA
Nota:  Todos os dados constantes dos documentos são de inteira responsabilidade de seus autores. Os dados utilizados nas descrições dos documentos estão em conformidade com os sistemas da administração da PUC-Rio.
Referência [pt]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=72026&idi=1
Referência [en]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=72026&idi=2
Referência DOI:  https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.72026

Resumo:
O escoamento multifásico em sistemas altamente heterogêneos, como os reservatórios naturalmente fraturados, desempenha um papel crucial na recuperação de petróleo. Na indústria do petróleo, os hidrocarbonetos extraídos desses reservatórios representam uma parcela significativa da produção global de petróleo e gás a cada ano. A presença de fraturas, vugs e canais interconectados nesses sistemas introduz uma complexidade ao escoamento de fluidos, seja por aumentarem a permeabilidade do meio ao atuarem como caminhos preferenciais, seja por funcionarem como barreiras estruturais que restringem o escoamento. Esse comportamento contrasta com o observado em formações homogênea e exige uma compreensão mais aprofundada dos mecanismos de deslocamento de fluidos, especialmente em escala de poros. Assim, o objetivo desta pesquisa é investigar o comportamento do escoamento bifásico em meios porosos fraturados, focando na obtenção e análise de curvas de permeabilidade relativa em função dos fenômenos na escala de poros. Para isso, foi empregada uma abordagem experimental, utilizando micromodelos de meios porosos fraturados fabricados com PDMS. Esses dispositivos replicam alguns aspectos da geometria de uma matriz porosa composta por um arranjo aleatório de microcanais, nos quais foram incorporadas diferentes geometrias de fraturas. O setup experimental possibilitou a visualização em tempo real da dinâmica do escoamento e a aquisição dos dados e imagens necessárias para análise. Experimentos de injeção água–óleo em regime permanente foram realizados em micromodelos fraturados e não fraturados, com o objetivo de comparar diretamente as curvas de permeabilidade relativa obtidas. Os resultados indicam que a incorporação de fraturas em uma matriz porosa altera a mobilidade relativa das fases e antecipa a irrupção de água. Esses efeitos reduzem o deslocamento do óleo dentro da matriz e, assim, diminuem a recuperação final de óleo. Efeitos de histerese foram observados durante os processos de drenagem e embebição, evidenciando a influência da história de saturação dos fluidos na distribuição das fases. Além disso, foram identificados diferentes padrões de fluxo dentro das fraturas em função do valor do fluxo fracionário, que afetaram as interações entre as fases e, por consequência, influenciaram o comportamento das curvas de permeabilidade relativa. Esses resultados enfatizam a importância da caracterização em escala de poros para a compreensão do escoamento multifásico em meios porosos fraturados e reforçam o potencial da microfluídica como uma ferramenta poderosa para a análise de propriedades de transporte em meios porosos complexos.

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