A relevância do estudo da presença do íon sulfato na água de injeção para os campos do pré-sal brasileiro reside no comportamento dúbio que este íon pode assumir para a recuperação de óleo. Elevadas concentrações de sulfato, na forma de anidrita precipitada na matriz da rocha, são geralmente um bom sinal em termos da viabilidade de injeção de água calibrada em um campo de petróleo (Shariatpanahi et al., 2011). Deve-se avaliar o papel catalítico positivo do íon no mecanismo de alteração de molhabilidade de carbonatos, ponderado pelos problemas de incrustração e precipitação observados em fluidos com alta concentração de sulfato.
O presente trabalho propôs contribuir com o entendimento do comportamento do íon sulfato na técnica de injeção de ABS, além de analisar a influência do sulfato inicial na recuperação de óleo em ensaios de laboratório. Algumas conclusões puderam ser sumarizadas a partir do estudo criterioso dos resultados obtidos:
- Nas amostras preparadas com maior concentração de sulfato na água de formação, foi observada antecipação da produção de óleo para o par de ensaios realizados a 110°C e injeção de salmouras diluídas. Não foi possível notar comportamentos marcantes associados a uma maior quantidade de sulfato inicial em todos os ensaios;
- Concentrações de sulfato, na água de injeção, superiores às da água do mar não resultaram em incrementos de recuperação signficativos. A concentração do íon sulfato na água do mar é capaz de promover uma ação catalítica do íon. Incrementos significativos de recuperação não foram observados para a salmoura que continha quatro vezes a concentração de sulfato da água do mar;
- Strand et al. (2006b) apontaram a alta temperatura como um ponto muito importante em ensaios de embebição. Contudo, durante a realização dos ensaios, notou-se que houve produção adicional em quantidades semelhantes na condição de 65°C. As recuperações para os ensaios com a segunda sequência de injeção foram 54,8% (T65S02-N), 54,1% (T65S02- S-N), 51,2% (T110S02-N) e 53,6% (T110S02-S-N), respectivamente. Estes valores são considerados próximos entre si. O aumento de temperatura pode não ser favorável à recuperação de óleo quando em presença de alta concentração do íon sulfato. Isto, porque a redução da solubilidade da anidrita no meio poroso com o aumento de temperatura, pode reduzir a concentração do sulfato na forma aquosa, associada à interação iônica proposta no modelo de
alteração de molhabilidade;
- A injeção de água do mar após a água dessulfatada promoveu incrementos de recuperação de óleo ao se utilizar a sequência S01 de injeção (incremento de sulfato na composição da água). Nos ensaios realizados, a salmoura SW apresentou um potencial de recuperação maior que a água do mar dessulfatada, comumente injetada nos poços da costa brasileira;
- Reduções da salinidade total da água de injeção resultaram em um incremento de produção entre 2,8% e 8,2% para uma redução em 50% na concentração dos íons presentes na água do mar sintética. A diluição mostrou-se favorável para a técnica de injeção de ABS, com resultados mais expressivos para os ensaios com menor presença de sulfato inicial;
- Para as análises cromatográficas, notou-se que há uma afinidade entre a superfície da rocha carbonática e o íon sulfato, fato observado também observado na década de 90 (Strand
et al., 2006). Há uma adsorção característica durante a injeção das primeiras frações de volumes
porosos, resultado replicado durante análises cromatográficas;
- Durante os ensaios, foram observadas variações no diferencial de pressão com uma tendência de aumento, com exceção do ensaio utilizando um par de rochas com baixa permeabilidade. Uma das hipóteses levantadas atribuiu esse efeito a possíveis alterações no meio poroso, tais como precipitação e dissolução;
- Na injeção de bancos de salmoura diluída, sob deslocamento forçado, foram observados incrementos de recuperação a 65°C, conforme observado por Gupta et al. (2011) em ensaios a 70°C. Assim, reservatórios com temperaturas mais baixas também poderiam ser candidatos à injeção de água de baixa salinidade. Isto porque, as forças viscosas são mais significativas durante o deslocamento forçado, sendo necessária uma mudança menor para a pressão capilar observada em ensaios de embebição (Gupta et al., 2011);
- Não foram observadas variações na recuperação final devido à temperatura dos ensaios com injeção de soluções diluídas. Comparando os resultados dos ensaios realizados a temperaturas mais altas, os valores de recuperação final destes não foram sistematicamente maiores que as dos ensaios realizados a 65°C. Os regimes de escoamento nas rochas carbonáticas são associados à heterogeneidade das amostras e podem influenciar a comparação direta entre resultados com rochas distintas. A proposta de realizar ensaios com as mesmas amostras foi bem-sucedida, os ensaios mostraram valores finais de recuperação semelhantes, comprovando a repetibilidade dos ensaios;
Sugestões para trabalhos futuros:
- Propõe-se a manutenção da ausência de bump flow durante a injeção das salmouras, uma vez que variações de fluxo geralmente resultaram em altas produções. Lima (2016) observou um alto incremento de recuperação ao realizar aumento de vazão ao final de cada banco de injeção. O incremento foi associado a um aumento da pressão capilar por conta do aumento da vazão, isto pode resultar numa saturação residual de óleo muito diferente da correspondente para a menor vazão de trabalho. Entretanto, destaca-se que se deve incluir um modo de quantificar o óleo não mobilizado devido a efeitos de borda, um aspecto com potencial de interferir nas recuperações obtidas;
- Propõe-se a adoção da técnica de avaliação com tiocianato e sulfato como indicadores da molhabilidade proposta por Strand, Standnes e Austad (2006b), para que se tenha conhecimento da condição desta propriedade na rocha. Por ser uma técnica de avaliação que pode ser realizada concomitantemente à realização do ensaio, sua utilização torna-se muito atrativa;
- Utilização das mesmas rochas para comparação de resultados em replicatas. Os gráficos de recuperação obtidos mostram que os resultados são comparáveis, auxiliando bastante a análise de variáveis isoladas. Ainda, sugere-se a manutenção do procedimento de limpeza com acetona, uma vez que houve grande economia de tempo durante a limpeza das rochas com este solvente, um gargalo para os ensaios conduzidos em que se utilizavam as mesmas amostras;
- Redução do comprimento das linhas utilizadas para a medição do óleo produzido durante a realização do ensaio. Devido ao aparato utilizado para as medições ter sido uma proveta invertida, não foi possível que esta vidraria estivesse posicionada dentro da estufa. Assim, havia a presença de diversas linhas que deixavam o coreholder e seguiam até a
backpressure e outra linha que deixava a backpressure e era conectada à proveta. Toda essa
tubulação era necessária por conta da estruturação do aparato, porém também era uma pontecial acumuladora de óleo produzido. Sugere-se que sempre se trabalhe com o menor comprimento possível de tubulação até o sistema de coleta e de preferência, que essa coleta seja realizada em separador bifásico, para que se elimine fontes de erro e incerteza, além do ponto benéfico de realização de medições nas condições de ensaio.
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APÊNDICE A - PROPRIEDADES PETROFÍSICAS
POROSIDADE
A porosidade, assim como a molhabilidade, é uma das propriedades petrofísicas mais importantes para a engenharia de reservatórios, pois mede a capacidade de armazenamento de fluidos. Ela relaciona a quantidade de volume poroso com o volume da amostra.
𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 (%) =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 100 Equação 5 ∅ =𝑉𝑝 𝑉𝑡 Equação 6
Um dos critérios de classificação da porosidade diz respeito às conexões entre os poros, podendo ser dividida em porosidade absoluta ou efetiva. A primeira é a relação entre o volume total de vazios e o volume total da rocha, já a segunda é a relação entre os vazios interconectados e o volume total, ou seja, é a relação entre os espaços que podem ser preenchidos por fluidos,