Efeito da Água do Mar na Alteração da Molhabilidade

O potencial da água do mar como modificador da molhabilidade com temperaturas altas foi investigado detalhadamente nas pesquisas de Puntervold (2008), Puntervold e Austad (2008), Puntervold et al. (2009), Strand et al. (2008a), Strand et al. (2008b) e Zhang et al. (2006). Estes estudos mostraram que a água do mar altera a molhabilidade de rochas carbonáticas em altas temperaturas melhorando a recuperação de petróleo, tanto por embebição espontânea quanto por deslocamento forçado.

A alteração da molhabilidade pela água do mar foi descrita nos trabalhos de Strand et al. (2008a) e Zhang et al. (2007) como uma interação de íons Ca+2, Mg+2 e SO4-2 e o material

orgânico adsorvido na superfície da rocha carbonática. O sulfato presente na água do mar pode ser adsorvido nos locais com molhabilidade à água que apresentam carga positiva na superfície de rochas carbonáticas.

Zhang et al. (2007) propuseram um mecanismo de alteração da molhabilidade, e estudaram o efeito de temperaturas elevadas, observando que íons de Mg+2 podem ser substituídos por íons Ca+2 e também Ca+2 ligado à grupos carboxílicos na superfície da rocha. O mecanismo proposto é ilustrado na Figura 3.1. A reatividade destes íons com a superfície do carbonato está relacionada à atividade química da dupla camada elétrica próxima à superfície, ao tamanho e natureza da dupla camada, à salinidade e à composição iônica da fase aquosa. O mecanismo químico de alteração da molhabilidade em carbonatos e arenitos usando água do mar modificada foi muito estudado por Austad et al (2011), Rezaei et al. (2009), Yousef et al. (2011a) e Yousef et al. (2011b). Os autores mostraram as diferenças significativas nas propriedades da rocha, os efeitos na molhabilidade e o fator de recuperação tanto em rochas carbonáticas, quanto em rochas naturalmente fraturadas.

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Figura 3.1 Mecanismo de Alteração da Molhabilidade Proposto por Zhang et al. (2007).

Austad e Puntervold (2008) estudaram a influência de diferentes íons sobre as propriedades de rochas carbonáticas de afloramentos simulando os efeitos dos íons presentes e a interação sobre a injeção de água do mar, água da formação e misturas delas em meios porosos. O processo consistiu em realizar simulações sobre a variação da composição dos diferentes íons e observar se ocorrem precipitações de substâncias que podem gerar alterações nas propriedades da rocha. Os resultados mostraram que é possível observar a interação entre os distintos íons, sendo que o CaSO4 a temperaturas elevadas (acima de 100°C) promove a precipitação. O fenômeno pode

produzir incrustações e problemas posteriores nos poços produtores. Ainda, outras substâncias foram estudadas e observou-se que o SrSO4 promove a dissolução com os aumentos de

temperatura. Um resultado importante neste trabalho foi que quando a água produzida é diluída com água do mar na proporção de aproximadamente 1:8 (v/v), a formação de BaSO4 no injetor

será pequena, e não é previsto o entupimento dos poros próximos ao poço injetor. Além disso, o solubilidade de BaSO4 aumenta com o aumento da temperatura, o que é favorável para um poço

de injeção. Já outros trabalhos, apresentados por Korsnes et al. (2008), mostraram a interação de íons de cálcio, sulfatos e magnésio presentes na água do mar em rochas carbonáticas e seus efeitos em diferentes temperaturas. Outro trabalho relevante feito por Yu et al. (2009) estudou o efeito iônico do sulfato sobre o fator de recuperação com testes de embebição espontânea. Os

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resultados mostraram alterações na molhabilidade e consequentemente aumento significativo nos volumes recuperados.

Em carbonatos, a água do mar com salinidade de aproximadamente 35.000 ppm pode atuar como modificadora de molhabilidade. Já em arenitos, a água do mar de baixa salinidade (>2000 ppm) pode atuar como modificadora de molhabilidade e melhorar o fator de recuperação de petróleo. As publicações de Morrow e Buckley (2011) e Skrettingland et al. (2011) mostram os efeitos produzidos pela injeção de água com baixa salinidade em arenitos, sobre os fatores de recuperação, obtidos em testes de embebição espontânea.

Korsnes et al (2008) testaram os efeitos da injeção de água do mar modificada em sua composição iônica sobre a densidade de rochas carbonáticas de afloramentos semelhantes as dos reservatórios do Mar do Norte, e sobre sua propriedades mecânicas em diferentes temperaturas de injeção. Os experimentos consistiram em dois tipos de testes: estáticos e dinâmicos. Foram preparadas diversas rochas utilizando dois tipos de águas as quais foram envelhecidas nos mesmos fluidos. Posteriormente foram realizados deslocamentos injetando vários volumes porosos. O principal objetivo foi determinar se é possível a substituição de íons de Ca+2 por íons Mg+2 em eventual dissolução química. Foi estudado o efeito da temperatura sobre a adsorção e a dissolução, mostrando que a calcita diminui sua resistencia mecânica quando é aumentada a temperatura.

Yu et al. (2009) estudaram e simularam o fenômeno de embebição espontânea em rochas carbonáticas de afloramento saturadas 100% com petróleo ou com saturação inicial de água. O fluido usado no processo de embebição foi água do mar sintética devidamente controlada no seu conteúdo do íon de sulfato. Os testes consistiram em saturar e envelhecer as rochas para torná-las molháveis a óleo. As rochas foram seladas para simular o processo de embebição unidimensional e também foram feitos experimentos em contracorrente, isolando todas as faces da rocha e deixando só uma delas exposta à água. Os resultados mostram que para a rocha saturada 100% com petróleo houve uma diferença nos volumes recuperados de óleo, produzindo em torno de 2- 4% do OOIP enquanto para as rochas com saturação inicial de água a diferença atingiu 14% do OOIP. Com estes resultados foram simulados os processos de embebição em contracorrente e unidimensional baseados nas curvas de pressão capilar e considerando alterações de molhabilidade. Este modelo inclui fenômenos de difusão molecular de íons de sulfato, forças capilares e gravitacionais. Os resultados estão de acordo com os obtidos experimentalmente, e

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permite entender os fenômenos que interferem na alteração da molhabilidade, considerando os fluidos envolvidos, tipo de rocha e forças presentes.

Graue et al. (2012) apresentaram o resultado experimental da mistura de água conata com água de injeção durante a produção de petróleo por escoamento imiscível em rochas carbonáticas de afloramento com três molhabilidades diferentes (fortemente e levemente molhável a água e neutra). O deslocamento da água conata pela água injetada foi determinado utilizando traçador de imagem nuclear (INT). Durante os experimentos foi possível observar que a água conata foi removida completamente da rocha. Adicionalmente, foi detectado que a frente de deslocamento formada pela água de injeção foi maior para a rocha com molhabilidade forte à água e foi diminuindo quando a molhabilidade da rocha tende para molhabilidade neutra. Estes resultados indicam a forte interação entre os fluidos e a dinâmica que envolve os fenômenos de adsorção de íons sobre a superfície da rocha.