Ensaios T65S02-N e T65S02-S-N

Nesta seção, são dispostos os ensaios realizados a 65°C e com a sequência de injeção 02, com redução da salinidade. Para a realização dos ensaios, utilizou-se o par GB1- GB15 de amostras de dolomitos

4.2.1.1 Ensaio T65S02-N

Os resultados de recuperação para o ensaio T65S02-N são mostrados na Figura 21. A recuperação acumulada foi de 54,8% do OOIP. Para a primeiro banco de salmoura injetada, a recuperação foi bastante significativa, produzindo cerca de 49,7% do OOIP das amostras. A água do mar diluída em 2 vezes (SW2D) promoveu a recuperação de mais 4,3% do OOIP, já o terceiro banco de injeção analisado não apresentou recuperação significativa.

O comportamento da pressão foi bastante estável durante o ensaio. Contudo, verificou-se uma tendência de aumento durante a injeção da SW10D e uma maior oscilação dos valores de pressão, quando comparados àqueles correspondentes à injeção dos dois primeiros bancos. Novamente houve tratamento de dados e plotou-se a média móvel em vermelho escuro, e em cor mais suave ao fundo para os dados experimentais obtidos. O patamar de pressão permaneceu em um valor próximo ao encontrado no ensaio T65S02-S-N.

Figura 21: Representação gráfica dos resultados de recuperação de óleo e pressão em psi para o ensaio T65S02- N. As linhas tracejadas indicam o momento em que pode ser analisado o efeito da água de injeção em questão.

As recuperações de cada fluido estão indicadas nas setas.

4.2.1.2 Ensaio T65S02-S-N

O primeiro ensaio da série em que houve envelhecimento com água de formação e Pressão após tratamento de dados

presença de sulfato inicial foi o T65S02-S, realizado a 65°C com a sequência S02 de águas diluídas. O valor médio de diferencial de pressão nas amostras ficou em torno de 1 psi e uma alta quantidade de ruído pode ser notada na Figura 22, assim como no ensaio da Figura 24.

Os valores de recuperação de óleo para as salmouras foram de 50,3%, 2,8% e 1,0%, em ordem sequencial, com valor total de 54,1%. Nota-se uma produção gradual durante a injeção das águas diluídas, resultado da interação entre a água injetada e a rocha, comportamento esperado para recuperação por alteração de molhabilidade. Essa produção por degraus e os valores de recuperação corroboram com a hipótese de que as rochas sofreram modificações de suas propriedades durante o envelhecimento. O comportamento da pressão durante o ensaio variou bastante, a presença de oscilações pôde ser verificada mesmo após o tratamento de dados. Apesar da variação percentual dos patamares de pressão entre os bancos de injeção, o valor do diferencial de pressão foi similar para os dois testes comparativos (T65S02-N e T65S02-S-N). Essas oscilações após a mudança de garrafa geralmente são observadas quando há perturbações no sistema, como abertura e fechamento de válvulas. Comportamentos semelhantes, além de produções adicionais foram verificados em trabalhos do grupo do LMMR (Lima, 2016; Branco, 2016).

Comparando os dois ensaios realizados a 65°C com a sequência S02 de injeção, o ensaio que continha uma maior quantidade de sulfato inicial exibiu uma menor recuperação para o segundo banco de água injetada. Houve uma recuperação maior para a água do mar e as recuperações finais foram próximas.

Figura 22: Representação gráfica dos resultados de recuperação de óleo e pressão em psi para o ensaio T65S02- S-N. As linhas tracejadas indicam o momento em que pode ser analisado o efeito da água de injeção em questão.

As recuperações de cada fluido estão indicadas nas setas.

4.2.2 Ensaios T110S02-N e T110S02-S-N

Na próxima seção serão apresentados os dois últimos ensaios realizados. Assim como para os anteriores, foi utilizado o mesmo par de amostras para o ensaio (GB2-GB9), com distinção apenas na composição da água de formação.

4.2.2.1 Ensaio T110S02-N

Os resultados de pressão e produção para o ensaio T110S02-N podem ser visualizados na Figura 23, cuja recuperação final foi de 51,2%. Como em outros ensaios realizados com a mesma sequência de injeção, os valores de recuperação de óleo correspondentes ao primeiro e ao segundo banco de salmoura foram bastante significativos. O diferencial de pressão nas amostras ficou em torno de 1 psi. Houve tratamento dos dados do transdutor e o comportamento foi bastante estável, a pressão subiu levemente durante a injeção da última salmoura, e houve uma estabilização por alguns volumes porosos injetados no patamar de 1 psi. Nota-se que após a irrupção de água durante a realização do ensaio houve uma estabilização do diferencial de pressão (vide gráfico da Figura 23).

Figura 23: Representação gráfica dos resultados de recuperação de óleo e pressão em psi para o ensaio T110S02- N. As linhas tracejadas indicam o momento em que pode ser analisado o efeito da água de injeção em questão.

As recuperações de cada fluido estão indicadas nas setas.

Para este ensaio, houve um período longo de estabilização da produção e o incremento de recuperação durante a injeção da água diluída foi gradual (segundo banco), o que pode indicar alteração da molhabilidade. A produção para o terceiro banco de salmoura foi levemente maior do que aquelas obtidas para a SW10D em outros ensaios.

4.2.2.2 T110S02-S-N

O Ensaio T110S02-S-N foi realizado à temperatura de 110°C. Durante esse teste, foram coletados todos os efluentes produzidos para posterior análise cromatográfica, portanto não se utilizou proveta invertida para coleta de efluentes, mas sim diversos tubos de ensaio. A recuperação encontra-se na Figura 24, e nota-se que a produção das águas foi de 49,6% para a água do mar, de 4,0% para SW2D e não houve recuperação adicional para o terceiro banco de água.

Figura 24: Representação gráfica dos resultados de recuperação de óleo e pressão em psi para o ensaio T110S02- S-N. As linhas tracejadas indicam o momento em que pode ser analisado o efeito da água de injeção em questão.

As recuperações de cada fluido estão indicadas nas setas.

Apesar de citada anteriormente a ponderação sobre a padronização da injeção dos 4 VP, nesse ensaio, especificamente, nota-se uma tendência de produção contínua até valores próximos de 6 VP injetados. Formulou-se a hipótese de que neste ensaio, a produção da segunda água de injeção (SW2D) pode ter sido mascarada, uma vez que o efeito da primeira água ainda não teria se encerrado totalmente. Embora se havia injetado 4 VP, não houve estabilização da produção, aguardou-se, então, a estabilização após 3 medidas consecutivas, que representam aproximadamente 50 minutos, e somente após esse instante realizou-se a troca de garrafa. Contudo, ainda houve uma produção com tendência linear após a mudança e uma posterior estabilização próxima dos 6,5 VP injetados.

Com relação ao comportamento da pressão, observou-se o padrão anteriormente visto. O diferencial manteve-se estável com uma tendência de incremento ao final da injeção. Houve uma certa presença de ruídos, mesmo após o tratamento de dados. Porém, as variações são pequenas, dado o baixo valor de pressão diferencial.

Considerações sobre ensaios com as mesmas amostras

Os pares de ensaios realizados puderam mostrar que utilizar as mesmas amostras para ensaios de deslocamento foi uma boa medida para reduzir variáveis. Os valores de recuperação encontrados foram próximos, assim como, foi possível restaurar as propriedades de permeabilidade e porosidade após a limpeza das amostras. Realizar experimentos com as mesmas amostras torna-se uma estratégia durante o planejamento de ensaios futuros, já que permite comparação direta entre eles. A heterogeneidade de carbonatos pode desempenhar um papel fundamental nos resultados de recuperação, como visto no ensaio realizado com amostras de baixa permeabilidade (T110S01).

Análise Cromatográfica

Para investigar melhor o papel do íon sulfato, realizou-se a análise cromatográfica frações coletadas de água produzida no ensaio T110S02-S-N. O resultado para a concentração do íon em questão nos efluentes encontra-se na Figura 25. É possível identificar como a concentração do íon na produção variou durante o ensaio em relação àquela da água injetada (representada pelos patamares coloridos). Para a injeção de água do mar nota-se que a concentração do íon sulfato é menor que a injetada no início da injeção da salmoura e depois ela aumenta para uma concentração próxima à da salmoura injetada. Esse comportamento mostra uma possível adsorção do sulfato durante a injeção. Logo, há indicação da ação do sulfato como catalisador na reação de interação iônica entre os componentes polares do óleo e os cátions bivalentes da salmoura. Resultando na gradual mudança de molhabilidade e recuperação adicional (Zhang et al., 2006). Esse comportamento de aumento gradual da concentração do sulfato nos efluentes pode ser identificado para os dois primeiros bancos. Para o terceiro banco de água, há uma redução gradual da concentração, que tende a uma assíntota. Não houve produção adicional para esse banco de injeção e há hipótese de que quando há diminuição da salinidade total da água injetada, a redução dos íons ativos reduz a efetividade da técnica de injeção de água calibrada.

Baseando-se na metodologia proposta por Strand et al. (2006a), o íon sulfato pode ser utilizado como um traçador da alteração da molhabilidade. Assim, a adsorção do íon na superfície da rocha e consequente redução da sua concentração é um indício da afinidade do íon com a rocha. A concentração do íon apenas pôde ser medida após alguns décimos de volume poroso injetados, dado que para a realização da técnica de cromatografia foi necessário um mínimo de efluente para as diluições requeridas pelo método aplicado. Os volumes iniciais que

deixaram a linha de produção continham somente óleo ou não foi possível separar a fase oleica da fase aquosa.

Figura 25: Resultado da análise cromatográfica para o ensaio T110S02-S-N. São representadas as concentrações de cada água injetada e a concentração de sulfato para as águas produzidas ao longo do ensaio.

Uma segunda análise cromatográfica foi realizada para o ensaio T65S02-N, com amostras preparadas com menor concentração de sulfato na água de formação, e o resultado encontra-se no gráfico da Figura 26. Um comportamento semelhante ao da análise anterior pôde ser observado, existiu uma adsorção inicial do íon. Após a saturação da superfície da amostra, há um aumento da concentração nos efluentes. Ao fim da injeção da primeiro banco de salmoura há uma estabilização da concentração próxima ao valor da concentração da salmoura injetada. Notou-se que o período de injeção correspondente a quatro VPs injetados foram suficientes para que a saturação da superfície fosse atingida. A estabilização atingida somente foi perturbada após a injeção da nova salmoura. Com a mudança de salmoura no sistema, observou- se uma redução gradual da concentração até o novo teor de sulfato correspondente à concentração do terceiro banco injetado. O histórico de concentração das amostras medidas durante a injeção deste terceiro banco de salmoura apresentaram o mesmo comportamento, porém a concentração ficou acima daquela contida na salmoura de injeção. Além disso, a diluição foi mais lenta. Para investigar qual a tendência exibida para as mudanças de salmoura, neste teste, foram realizadas coletas mais frequentes para o primeiro volume poroso produzido

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 2 4 6 8 10 12 14 Conc en tr aç ão [m g/L ]

Volumes porosos injetados

Análise Cromatográfica - T110S02-S-N

para cada banco. Houve uma flutuação de alguns valores aferidos.

Não foram observadas diferenças entre os comportamentos para os ensaios com diferentes concentrações de sulfato na água de formação. A concentração inicial do íon tem impacto no estado inicial de molhabilidade das amostras (Fjelde e Asen, 2015). Durante a injeção das águas, o comportamento mais proeminentemente observado na análise cromatográfica é a afinidade do sulfato com a superfície da rocha carbonática.

Figura 26: Resultado da análise cromatográfica para o ensaio T65S02-N. São representadas as concentrações de cada água injetada e a concentração de sulfato para as águas produzidas ao longo do ensaio.

Efeito do Sulfato

Uma vez que o sulfato é um dos principais íons ativos para o mecanismo de alteração da molhabilidade nas rochas carbonáticas, seus efeitos são discutidos aqui com base nas observações feitas após a análise dos resultados. Os valores de recuperação de óleo obtidos em cada ensaio são resumidos na Tabela 10 e representados em forma gráfica na Figura 27. Para facilitar a análise, optou-se por realizá-la seguindo a divisão proposta na seção anterior, assim, primeiramente focou-se na sequência 01.

Tabela 10: Resumo das recuperações de óleo dos ensaios realizados.

Ensaio SW0S SW SW4S Sequência 01 SW2D SW10D Sequência 02

T65S01 56,4 6,4 1,1 63,9 T65S01-S 50,9 10,9 0,8 62,6 T110S01 22,1 2,6 0,0 24,7 T110S01-S - - - - - T65S02-N 49,7 4,3 0,8 54,8 T65S02-S-N 50,3 2,8 1,0 54,1 T110S02-N 42,4 8,2 2,0 51,2 T110S02-S-N 49,6 4,0 0,0 53,6 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 2 4 6 8 10 12 14 Co n cen tr aç ão Sul fa to [ m g/L ]

Volumes Porosos Injetados

Análise Cromatográfica - T65S02-N

Figura 27: Condensado das recuperações de óleo dos ensaios realizados

Para os ensaios realizados utilizando a sequência 01, T65S01, T65S01-S e T110S01, houve uma produção significativa quando se alterou a primeira salmoura de injeção. O ensaio T110S01 foi realizado com amostras de baixa permeabilidade e porosidade, e resultados de recuperação para essas rochas geralmente são baixos (Austad et al., 1997). Devido a esse fato, realizou-se a análise do resultado por comparação ao óleo produzido durante a injeção da primeiro banco de salmoura (SW0S). Nos três ensaios considerados, a injeção de água do mar resultou em uma porcentagem de recuperação adicional superior a 10% do volume de óleo anteriormente produzido, quando se injetou água dessulfatada, em termos proporcionais. Levantou-se a hipótese de que os resultados para a segunda salmoura seriam explicados pela ação do sulfato como catalisador na reação de interação iônica entre os compontentes polares do óleo e o cátions bivalentes da salmoura, resultando na mudança gradual de molhabilidade e recuperação adicional (Zhang et al., 2006a), baseando-se nos indícios de produção observados. A concentração do íon sulfato na água do mar mostra resultados para a ação catalítica, concentrações adicionais podem ainda gerar precipitação de anidrita e possível bloqueio de poros pequenos e fluxo por caminhos preferenciais.

Quando se incrementou a quantidade de sulfato na água de injeção para uma concentração quatro vezes superior àquela presente na água do mar (SW), os incrementos de recuperação não foram tão significativos. Zhang e Sarma (2012) sugerem que valores de

recuperação de até 1,8% podem ser resultado de variáveis operacionais, como trocas de fluidos ou pressões geradas por abertura e fechamento de válvula, dado que os fatores citados causam perturbações no sistema e constituem-se como fontes de incerteza. Nos ensaios realizados pela dupla de autores houve a presença de bump flow (alteração de vazão), e portanto, não é possível fazer uma relação direta com os ensaios realizados no presente trabalho.

A comparação entre os ensaios com incremento de sulfato a temperaturas distintas não foi tão direta quanto àquela referente aos dois ensaios realizados à condição de 65°C, posto que as condições de permeabilidade dos pares de rochas eram bastante diferentes. Contudo, a mesma tendência de incremento de recuperação de óleo para o segundo banco de injeção (SW) pôde ser observada para o par de ensaios correspondentes. Valores de recuperação de óleo acima de 10% são sistematicamente verificados para a injeção de água do mar dessulfatada, para as condições utilizadas nos ensaios (vide dados da Tabela 10). Do ponto de vista da eficiência da técnica de injeção de água calibrada, uma quantidade de sulfato como a presente na água do mar foi positiva em termos de recuperação adicional, independentemente dos níveis de temperatura testados (65°C e 110°C).

Outro ponto de observação foi o comportamento distinto exibido no par de ensaios T65S01 e T65S01-S. A produção para a água do mar foi mais acentuada para o ensaio que continha uma maior quantidade de sulfato na água de formação (T65S01-S). Além disso, o incremento de produção foi maior nos instantes seguintes à troca de salmouras. Os valores de recuperação final de ambos os ensaios foram semelhantes, contudo, para este último, houve uma produção superior para a segunda água de injeção. Esperava-se obter uma recuperação final maior para este ensaio, já que um dos fatores ligados à molhabilidade inicial de um reservatório é a concentração inicial de sulfato na água de formação (Shariatpanahi et al., 2011). Devido à falha no ensaio T110S01-S, esta análise não pôde ser realizada.

Prosseguindo com a análise, agora serão discriminadas as observações quanto ao papel do íon sulfato para os ensaios relacionados à segunda sequência de injeção (S02), i. e., redução da salinidade com o tempo para a sequência de salmouras. O primeiro banco de salmoura com concentração equivalente à água do mar foi tomado como base para as diluições, sendo a concentração de sulfato considerada suficiente para a influenciar a recuperação de óleo. A recuperação observada para a primeiro banco de injeção foi sempre superior a 40%, sendo cerca de 50% em alguns ensaios. As produções finais foram bastante próximas, mesmo com produções parciais distintas nos casos dos ensaios realizados a 110°C com a sequência S02. Dessa observação, nota-se que o Sor (saturação de óleo residual) ficou entre 45,2% e 48,8%,. e que independemente do histórico de produção, o potencial de recuperação final foi praticamente

o mesmo, dadas as incertezas das medições (v. Confiabilidade). Mantendo-se os critérios adotados de restauração das propriedades petrofísicas de permeabilidade e porosidade, os ensaios realizados com as mesmas amostras permitiram a comparação direta entre si e também estudar o efeito do sulfato inicial.

A água diluída em duas vezes gerou resultados significativos em todos os ensaios dessa sequência, variando de 2,8% a 8,2%. Estes incrementos foram atribuídos à redução de salinidade, benéficos à técnica. A redução pela metade da salinidade resulta num maior acesso dos íons ativos à superfície da rocha (Figura 7).

Para o terceiro banco de injeção, os incrementos de recuperação foram baixos (máximo de 2%) ou não significativos (chegando a produção adicional nula). Grandes reduções de salinidade promovem concomitantemente a redução dos íons potenciais para a técnica de injeção de água de baixa salinidade.

Como pode ser observado na Figura 28, no ensaio T65S02-N, nota-se a produção escalonada para o segunda banco de injeção, como em gráficos de embebição apresentados em Høgnesen et al. (2005). Apesar do número ácido (NA) baixo do óleo, os indícios reforçaram a hipótese de que as rochas teriam uma molhabilidade neutra ou com maior tendência ao óleo após o envelhecimento. Dadas as análises apresentadas sobre a produção acumulada de cada ensaio, o pressuposto de que a molhabilidade da rocha foi alterada durante a injeção de água calibrada pôde ser sustentado. Como visto em Standnes e Austad (2000), o NA desempenha um papel importante na ligação de componentes polares na rocha e consequente alteração da molhabilidade inicial. Entretanto, existem outros fatores que também influenciam essa propriedade num reservatório, como a temperatura deste, porém que atuam em menor magnitude.

Para o ensaio T110S02-S-N, observou-se uma produção quase linear entre o primeiro e o segundo banco de injeção de água. Mesmo após a injeção adicional de 0,3 VP aos 4 VP planejados, foi possível notar uma tendência de incremento de produção praticamente constante. Para os ensaios que continham uma concentração maior de sulfato inicial, também era esperada uma antecipação da produção, como observado. A porcentagem de OOIP recuperada após a injeção das duas primeiras salmouras foi próxima, para os ensaios T110S02- S-N e T110S02-N. Porém, o efeito da água diluída em duas vezes pode ter sido mascarado pelo efeito da água do mar. A espera da estabilização teve que ser ponderada pela manutenção da condição de comparação entre os ensaios (quantidade de VP injetados). O comportamento da produção de óleo, após um período de observação de 50 minutos (0,3 VP), aparentemente não foi suficiente para isolar os efeitos das salmouras. Ainda assim, o efeito de antecipação esperado

para os ensaios que continham a maior quantidade de sulfato inicial pôde ser observado para o ensaio T110S02-S-N.

Figura 28: Representação gráfica dos resultados de recuperação de óleo para os ensaios T110S02-N e T110S02- S-N. As linhas tracejadas indicam o momento em que pode ser analisado o efeito da água de injeção em questão.

As recuperações de cada fluido estão indicadas nas setas.

Efeito da temperatura

Os primeiros estudos sobre a recuperação adicional com água de baixa salinidade em rochas carbonáticas foram ensaios de embebição espontânea. Esses estudos mostraram que o efeito da troca iônica entre os componentes adsorvidos na rocha e os cátions divalentes da salmoura de injeção era dependente da temperatura, sendo necessária uma temperatura mínima para que fossem observados resultados mais significativos (Austad, 2013). Contudo, em ensaios de deslocamento forçado, as forças viscosas são mais predominantes e a mudança da pressão capilar devido a uma alteração da molhabilidade em ensaios de embebição torna-se menos necessária (Gupta et al., 2011). Os autores que sugerem o comportamento explanado na frase anterior obtiveram resultados a 70°C e utilizam o raciocínio citado para explicar as produções obtidas. Assim, com base nos dados apresentados, pode-se justificar os incrementos de

recuperação obtidos nos ensaios realizados a 65°C, superiores àqueles encontrados a 110°C. Além dos trabalhos citados, segundo a pesquisa apresentada em Zhang et al.