Estudos sobre a injeção de água desenvolvidos no laboratório LMMR

O Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR) da Universidade Estadual de Campinas contribui com estudos de grande relevância a respeito da técnica de injeção de água com variação da salinidade e concentrações dos íons presentes. O presente item tem o intuito de expor a evolução da pesquisa sobre a técnica até o momento atual.

Ruidiaz (2015) estudou o mecanismo de molhabilidade atráves de ensaios de embebição espontânea utilizando água com concentração de 35kppm e 200kppm de cloreto de sódio, água do mar enriquecida em CO2 e água do mar com a composição iônica modificada. Foram utilizadas rochas de coquina e dolomito de afloramentos. O autor concluiu que a concentração de sulfato presente nas amostras foi de fundamental importância para provocar a mudança de molhabilidade com a injeção de água. Volumes adicionais na ordem de 65% foram alcançados com trocas de salinidade da água nos dolomitos, já o uso de água carbonatada resultou em recuperações de 25% para dolomito e 48% para coquina.

Gil (2016) teve o objetivo de investigar os efeitos da injeção de água de baixa salinidade em rochas carbonáticas (dolomitos e coquinas) a 60°C por meio de ensaios de deslocamento forçado. As rochas passaram por processos de envelhecimento de 1000 horas (aproximadamente 42 dias) e em um outro momento durante 14 dias. A autora relatou a importância da existência de água conata na amostra. Neste trabalho não foram medidos diferenciais de pressão durante os ensaios, porém foi recomendado realizar as medições de pressão em trabalhos posteriores.

Lima (2016) avaliou o efeito dos íons sulfato em amostras de rochas carbonáticas (estromatolitos e grainstones) em ensaios de deslocamento forçado e embebição espontânea à 65 e 100°C. Os principais objetivos do trabalho foram investigar o comportamento do aumento da concentração de sulfato na água do mar, a influência do NaCl e da temperatura. Constatou- se que nos ensaios de embebição espontânea não foi possível identificar a atuação do sulfato à 65°C, já nos ensaios de deslocamento forçado foi perceptível a ação do íon para a mesma temperatura. Foram obtidos volumes adicionais de óleo com o aumento do sulfato na água do mar para ambas as temperaturas, mostrando que este ganho de produção está relacionado ao modelo de troca iônica e alteração da molhabilidade da rocha. Lima (2016) também reportou que o aumento da vazão de injeção durante o ensaio pode interferir na análise dos fenômenos

investigados (recuperação, molhabilidade, troca iônica) quando são utilizadas rochas carbonáticas nos experimentos.

As Figuras 2.12 e 2.13 mostram dois ensaios de deslocamento forçado executados à 65°C e 100°C. A mesma sequência de injeção foi proposta, de acordo com a seguinte ordem: SW0S (água do mar dessulfata), SW (água do mar), SW4S (água do mar com quatro vezes a concentração de sulfato) e SW0S. Como percebe-se, o aumento da temperatura provocou maior produção de óleo apenas com a injeção da primeira água, este fato pode ter acontecido devido a expansão dos fluidos pelo aumento da temperatura. O aumento para 100°C não promoveu maiores recuperações com a injeção terciária das águas de injeção. Diferentemente de Gil (2016), foi possível realizar medidas do diferencial de pressão entre a entrada e saída do

coreholder.

Figura 2.12. Recuperação de óleo e gradiente de pressão durante o ensaio de deslocamento forçado a 65°C.

Figura 2.13. Recuperação de óleo e gradiente de pressão durante o ensaio de deslocamento forçado a 100°C.

Fonte: Lima (2016).

O objetivo de Andrade (2017) foi avaliar o potencial da água do mar com salinidade reduzida e ainda a alteração da concentração do cloreto de sódio (NaCl) na recuperação de petróleo em dolomitos provenientes da formação Thornton, Estados Unidos. Neste caso, as condições dos ensaios foram mais severas, chegando a pressões de injeção de 5000 psi e temperatura de 124°C. As principais contribuições mencionadas pela autora foram o desenvolvimento de um aparato experimental capaz de trabalhar em condições de reservatório e com sistema de coleta de dados. As condições severas de pressão e temperatura causaram recuperações mais baixas de óleo quando comparadas a outros trabalhos da literatura com condições mais brandas. Por fim, ficou inconclusivo a atuação da redução da salinidade total e do NaCl na injeção das águas que atuaram como recuperação terciária, visto que a produção incremental de óleo foi relativamente baixa.

Bueno (2018) também realizou testes de deslocamento forçado com o principal objetivo de investigar a recuperação de óleo com alterações na concentração do sulfato e redução da salinidade total, além da temperatura. As amostras foram dolomitos provenientes da formação Thornton, USA. Observou-se que a injeção de água do mar como recuperação terciária causou incrementos na produção de óleo, apresentando maior potencial que a salmoura

dessulfatada. Recuperações adicionais também foram atingidas com a redução da salinidade total da água de injeção.

Peralta (2018) foi o primeiro do grupo de pesquisa do LMMR a realizar ensaios a fim de verificar o papel do magnésio, além do sulfato. Foram propostas duas séries de testes com três diferentes sequências de injeção para cada íon mencionado em dolomitos. As pressões e temperaturas de trabalho foram similares às utilizadas por Andrade (2017). Ficou evidente novamente que o incremento de sulfato na água do mar resulta em incrementos na produção de óleo. As recuperações alusivas a sequência de magnésio proprocionaram 26,05% de OOIP com a injeção secundária de uma salmoura sem magnésio, e a redução do íon no modo terciário atingiu maiores volumes de óleo, na casa de 5,0% de recuperação adicional quando injetou-se uma salmoura depletada em 50% na concentração de magnésio.

Klinger (2018) trabalhou com as situações mais severas desde a implementação da técnica de injeção de água no laboratório LMMR, com a finalidade de simular as condições de um reservatório do pré-sal Brasileiro. Para isso foram executados ensaios de deslocamento forçado com pressões de injeção de 8100 psi, temperaturas de 63°C e óleo recombinado, que consiste na recombinação de óleo morto com certa composição de gás. Assim como Andrade (2017) o objetivo foi o estudo do cloreto de sódio (NaCl) e redução da salinidade total água, porém, com amostras rochas reservatórios reais, nas quais possuem mineralogia mais complexa. A injeção primária de água do mar dez vezes diluída (SWx10) proporcionou a melhor recuperação de óleo, enquanto a sequência de NaCl obteve o melhor resultado com a injeção primária da água do mar sem o cloreto de sódio.

Diante de tantas possibilidades de efeitos da alteração de salinidade da água, muitos estudos ainda estão sendo desenvolvidos a fim de preencher lacunas do conhecimento e contribuir para o estudo científico. O presente trabalho procurou preencher mais um ponto desta lacuna dando ênfase nos íons potenciais sulfato e magnésio, uma vez que há uma alta complexidade em atingir a formulação correta da água calibrada. Além disto, foi proposto replicar as condições de reservatório nos ensaios experimentais, já que são encontrados poucos estudos na literatura que trabalhem em condições operacionais extremas, como pressões de 8100 psi. Outro diferencial do trabalho foi a utilização de um fluido que representasse em escala de laboratório o fluido encontrado no pré-sal brasileiro. Para isso, foi preparada uma mistura de óleo e gás a 8100 psi e 63°C, denominado como óleo recombinado.