Modelagem multiescala do acoplamento hidro–geoquímico aplicado ao sequestro geológico de dióxido de carbono

Resumen

 Os aquíferos e reservatórios de petróleo são formações bastante complexas resultantes de processos de natureza geológica que ocorrem numa escala de tempo de milhares de anos. Uma característica peculiar destes meios porosos é que os fenômenos envolvidos ocorrem em diferentes escalas temporais e espaciais. Além disso, o forte acoplamento e a não linearidade dos fenômenos envolvidos incorpora uma complexidade adicional. Portanto, a modelagem matemática e computacional do escoamento de fluidos, fenômenos geomecânicos, bem como processos geoquímicos nestas formações geológicas é um grande desafio atual nos domínios da computação cientıfica, engenharias e indústria do petróleo. Com a recente descoberta de petróleo na camada do pré-sal, é necessário o desenvolvimento de novas técnicas para a redução das emissões de dióxido de carbono na atmosfera, pois a exploração do pré-sal produzirá uma liberação anual de milhares de toneladas equivalentes de carbono. Para se ter uma ideia da potencial degradação ambiental, estudos iniciais demonstram que a exploração da camada pré-sal emitirá uma concentração de CO2 entre 3 e 4 vezes superior aos campos do pós-sal explorados atualmente. Uma alternativa bastante promissora para a diminuição dos impactos ambientais na exploração de hidrocarbonetos é o armazenamento do dióxido de carbono em formações geológicas. O armazenamento ou sequestro de carbono consiste na captura e imobilização desse gás através da injeção mecânica em locais que não interfiram drasticamente no ecossistema local e não possibilite riscos de vazamento. Para que o armazenamento de CO2 seja uma tecnologia viável, a estocagem deve ser assegurada por centenas ou milhares de anos. Além disso, é necessário ter pouco impacto ambiental, baixo custo operacional e estar de acordo com as leis ambientais nacionais e internacionais (MORO, 2006). Em geral, o armazenamento pode ser realizado em uma grande variedade de ambientes geológicos, tais como reservatórios de petróleo, jazidas de gás natural, minas de carvão e aquíferos salinos profundos, etc. Em particular, os campos de petróleo do pré–sal demostram-se como potenciais locais de armazenamento de CO2 por serem formados por rochas de baixa porosidade e permeabilidade situadas na subsuperfıcie (cap rock). Naturalmente, o estudo de viabilidade da estocagem deCO2 em aquíferos e reservatórios de petróleo demanda o desenvolvimento de modelos matemáticos e computacionais capazes de simular com acurácia as diferentes escalas temporais e espaciais do problema, bem como os diversos fenômenos acoplados e não lineares envolvidos. Um fator fundamental no estudo dos processos envolvidos na injeção do dióxido de carbono em formações geológicas é a correta compreensão das propriedades fısico-quımicas do gás. Por exemplo, em reservatórios de petróleo espera-se que a injeção de CO2 produza o deslocamento do fluido residente nos poros. A eficiência deste processo esta fortemente associada as características físico-químicas do CO2, bem como as condições de temperatura e pressão no interior do meio poroso. Neste trabalho propomos a modelagem computacional do acoplamento hidro–geoquímico em meios porosos. Postulamos as equações da hidrodinâmica e do transporte reativo do soluto considerando o meio poroso rıgido. Para a descrição do acoplamento entre as fases consideramos a teoria termodinâmica e derivamos o algoritmo flash. O modelo matemático é discretizado utilizando o método de volumes finitos de alta ordem. Os resultados computacionais permitiram simular numericamente o fenômeno do sequestro geológico do dióxido de carbono em aquíferos e reservatórios de petróleo.