Orientador: Osvair Vidal TrevisanDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de GeociênciasResumo: A injeção de água carbonatada é uma técnica que é conhecida por causar alteração mineral em reservatórios de carbonato, principalmente associados à dissolução da rocha. O principal objetivo desta pesquisa é o desenvolvimento de uma metodologia experimental para avaliar o impacto da dissolução da rocha de carbonato, tanto perto do poço como longe, devido à injeção de água carbonatada em condições de alta pressão. O trabalho relata os efeitos da dissolução em amostras de dolomita de afloramento durante o escoamento com água carbonatada à pressão de 8500, 8250 e 7500 psi e temperatura de 70 ° C, em termos de variações de porosidade e permeabilidade. O fluido de injeção é água do mar contendo 21,5% de CO2. A montagen experimental foi desenvolvida a partir de dois porta testemunhos conectados em série para realizar experimentos de injeção de água carbonatada. O primeiro porta testemunho reproduz os efeitos de dissolução que ocorrem perto do poço (zona do poço), enquanto o segundo representa os efeitos de dissolução mais distantes no reservatório (zona do reservatório). A Tomografia Computadorizada de raios-X (TC) proporcionou aquisição de imagens permitindo a avaliação da evolução da porosidade nas amostras ao longo do teste. As experiências mostraram uma tendência de aumento da porosidade para a amostra montada no primeiro porta testemunho, o que pode ser associado à dissolução da rocha. A quantidade de moles dissolvidos confirmou o comportamento em relação aos fenômenos de dissolução. As amostras de fluidos dos efluentes coletadas na saída do sistema foram analisadas quantitativamente pela Cromatografia Iônica (IC). O conteúdo de cálcio indicou a ocorrência de dissolução. O perfil de porosidade espacial para o primeiro porta testemunho mostrou variação de porosidade nos primeiros centímetros da amostra de rocha. No segundo, a porosidade permaneceu inalterada durante todo o teste, o que indica que o efeito de dissolução teve um impacto maior na primeira amostra do que na segunda. Observou-se que os efeitos de dissolução mais altos e mais baixos ocorreram em regiões de porosidade inicial de meio poroso maior e menor, respectivamente. O padrão pode ser explicado pela variação na velocidade intersticial que, em regiões de maior porosidade, assume valores mais baixos, promovendo um maior tempo de contato entre rocha e água carbonatada e favorecendo um aumento na dissolução da rocha. A tendência inversa é observada em regiões de porosidade inferior, onde um aumento na velocidade intersticial reduziu esse tempo de reação. O comportamento da permeabilidade foi analisado através dos valores de queda de pressão ao longo da amostra para todo o experimento, registrados pelos transdutores de pressão instalados em cada porta testemunho. As experiências mostraram um comportamento de permeabilidade constante para as amostras montadas no porta testemunho, apesar de apresentar uma tendência de aumento nos valores de porosidade. No caso das amostras colocadas no segundo porta testemunho, todas apresentaram uma menor porosidade para os tres ensaios. Esse comportamento está relacionado com o bloqueio do meio poroso pelos minerais dissolvidos na primeira amostra e que se precipitaram na segunda amostra. O desenvolvimento e comissionamento do aparato experimental para investigar os efeitos da dissolução da rocha nas condições do reservatório foi um desafio bem superadoAbstract: Carbonated water injection is a technique that is known to cause mineral alteration in carbonate reservoirs, mainly associated with rock dissolution. The main objective of this research is the development of an experimental methodology to assess the impact of carbonate rock dissolution both near the wellbore and far from it due to injection of carbonated water at high pressure conditions. The work reports the effects of dissolution on outcrop dolomite samples during core flooding with carbonated water at pressure of 8500, 8250 and 7500 psi and temperature of 70? C, in terms of porosity and permeability changes. The injection fluid is seawater containing 21.5% ? of CO?_2. The experimental setup was assembled and commissioned arranging two coreholders connected in series in order to carry out carbonated water injection experiments. The first core-holder reproduces the dissolution effects that occur near the wellbore (wellbore zone), while the second core-holder represents the dissolution effects deeper into the reservoir (reservoir zone). X-ray Computed Tomography (CT) provided image acquisition allowing the evaluation of porosity evolution in the samples along the test. Experiments showed a porosity increase tendency for sample assembled in the first core-holder, what can be associated with the rock dissolution. The amount of dissolved moles afforded the behavior regarding to dissolution phenomena. Effluent fluid samples collected at system outlet were analyzed quantitatively by Ionic Chromatography (IC). The calcium content indicated the occurrence of dissolution. Spatial porosity profile for first core-holder showed porosity variation at the first centimeters of the rock sample. In the second core-holder, the porosity remained unchanged during the entire test, which indicates that dissolution effect has had a higher impact on the first sample than on the second one. It was noted that the highest and lowest dissolution effects occurred in regions of higher and lower porous media initial porosity, respectively. The pattern can be explained by the variation in interstitial velocity that, in higher porosity regions, assumes lower values, promoting a higher contact time between carbonated water and rock and favoring an increase in rock dissolution. The opposite trend is seen in lower porosity regions, where an increase in interstitial velocity reduced the reaction time between the carbonated water and the rock. Permeability behavior was analyzed through the pressure drop values along the sample for the entire experiment, registered by pressure transducers installed at each coreholder. Experiments showed a constant permeability behavior for the samples assembled in the first coreholder, despite the porosity tendency to increase. In the case of samples placed in the second coreholder, all presented a lower porosity for the three experiments; this behavior is related with the porous media blockage by the minerals dissolved in the first sample and were precipitated at second sample. The development and commissioning of the experimental apparatus to investigate effects of rock dissolution on at reservoir conditions was a challenge well overcomeMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo192042Funcamp