Na engenharia de reservatórios várias técnicas são usadas para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório. Práticas como a injeção de água e gás têm o efeito secundário de mudar a configuração dos fluidos do reservatório. Depois disso, o sistema tem um comportamento diferente, que depende não somente do estado atual do reservatório, mas também, do seu histórico de saturação. Muitas variáveis apresentam essa “memória”, conhecida como histerese, que deve ser integrada aos processos de modelagem de reservatórios. A histerese das curvas de permeabilidade relativa ocorre quando um meio poroso que exibe forte preferência de molhabilidade a uma fase específica sofre mudança na
sua saturação por causa de um processo de embebição ou drenagem. Quando isto ocorre a fase não molhante está sujeita a ser trapeada pela fase molhante (Gutierrez, 2016).
A Figura 2.3 permite observar o fenômeno de histerese que ocorre na curva de permeabilidade relativa ao gás após um teste de drenagem e embebição de um sistema gás- água. Nesse sistema durante o processo de embebição, a fase não molhante (gás) começa ficar trapeada por causa da invasão da fase molhante (água) criando diferencias entre o processo de drenagem e embebição. Essa mudança é reconhecida como histerese da permeabilidade relativa.
Figura 2.3 Histerese da permeabilidade relativa do gás Fonte: Adaptado de Spiteri et al. (2005)
Land (1968) determinou uma constante empírica baseada em dados experimentais (Equação 2.6), obtidos a partir de um processo de embebição seguido de uma drenagem, para estimar a saturação de gás aprisionado no meio poroso:
(2.6)
Onde
C: Coeficiente de trapeamento de Land Sgr: Saturação de gás residual.
Sgi: Saturação de gás inicial
A maioria dos modelos de histerese é baseada nesta relação empírica, que foi desenvolvida a partir de arenitos fortemente molháveis à água. A constante de Land é função
da tensão interfacial entre os fluidos e a permeabilidade absoluta da rocha, sendo variável durante os ciclos de injeção de água e gás (Spiteri, 2005).
Ruprecht et al. (2014), realizaram um estudo experimental de histerese de gás residual trapeado e permeabilidades relativas em um sistema CO2 salmoura em condições de
reservatório, 1305 psi e 50°C, em uma amostra de arenito da formação Berea (Estados Unidos). Os autores utilizaram um aparelho para construir as curvas de permeabilidades relativas ao gás e à salmoura, krg e krb, de drenagem e embebição em estado permanente
empregando Tomografia Computadorizada (TC) para monitorar as saturações durante os experimentos. Foram realizados três experimentos de drenagem e embebição. Os resultados apresentados pelos autores mostram que as curvas de permeabilidade relativa da água não apresentaram histerese, enquanto as curvas de permeabilidade relativa do CO2 exibiram
histerese devido ao aumento de gás trapeado em cada evento de embebição do estudo.
Machado (2013) realizou um estudo experimental em estado permanente para avaliar os efeitos de histerese nas curvas de permeabilidade relativa em um sistema trifásico simulando um processo WAG que consistiu na injeção alternada de salmoura de alta salinidade (100 000 ppm) e nitrogênio em uma rocha calcária (coquina) de afloramento, análoga aos reservatórios do pré-sal, saturada com óleo e água residual em condições de pressão e temperatura ambiente. Neste trabalho, os dados de permeabilidade relativa obtidos nos experimentos foram ajustados através da equação de Corey, aplicando expoentes correspondentes a meios porosos homogêneos para as curvas de permeabilidade relativa à água, enquanto expoentes relativos a meios heterogêneos foram aplicados para as curvas de permeabilidade relativa ao óleo e gás. Tais resultados podem estar relacionados ao comportamento de molhabilidade mista da rocha carbonática. Os resultados obtidos permitiram verificar os efeitos de histerese tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas curvas de permeabilidade relativa à salmoura, diferente do observado por Ruprecht
et al. (2014) que observaram histerese somente nas curvas de permeabilidade relativa ao gás.
Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Além disso, os valores medidos de permeabilidades relativas foram baixos, esse fato pode estar relacionado com fenômenos de migração de finos e precipitação de sal. Por outro lado, a injeção alternada de fluidos imiscíveis (salmoura e N2,
neste caso) apresentou alterações nas saturações dos fluidos contidos originalmente na amostra principalmente na saturação de óleo que alcançou uma redução total de 47% da sua saturação inicial; enquanto que uma grande quantidade do gás ficou trapeada no meio poroso
no final do teste, ocupando 37% do volume poroso, que consequentemente é o efeito esperado em um processo WAG. Ademais, a constante de trapeamento de Land e o fator de saturação residual de óleo foram medidos ao longo da amostra, sendo esses valores de vasta importância para modelar e prever o comportamento dos processos de recuperação avançada tipo WAG.
Laboissière (2014), em um trabalho experimental, investigou a influência de diferentes propriedades rocha/fluido sobre a saturação de gás trapeada e a histerese da permeabilidade relativa ao gás em escoamento bifásico de água deionizada de alta salinidade (200000 ppm NaI) e dióxido de carbono. Além disso, investigou os efeitos da histerese de permeabilidades relativas ao gás e à água em escoamento trifásico simulando um processo de recuperação WAG, utilizando água destilada deionizada de alta salinidade (100000 ppm NaI e 100000 ppm NaCl), nitrogênio e óleo mineral EMCA, em duas amostras de coquina (amostra A para os experimentos bifásicos: 76 cm de comprimento e 5,1 cm de diâmetro; amostra B para os experimentos trifásicos: 21 cm de comprimento e 3,5 cm de diâmetro). Os testes foram realizados em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas em condições de pressão de 700 a 7000 psi e temperatura de 22 e 65°C. As distribuições de saturação foram monitoradas por tomografia computadorizada. Os resultados do estudo revelaram que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Também, os coeficientes de trapeamento de Land obtidos nesse trabalho apresentaram variação local e global influenciada pelas propriedades da rocha e dos fluidos incluindo a viscosidade e densidade. Foram evidenciados eventos de dissolução e precipitação nos testes com CO2 e
água carbonatada. Finalmente, concluiu-se que os efeitos de histerese da permeabilidade relativa observados (reduções das permeabilidades relativas ao gás e à água) foram dependentes do processo de injeção cíclica de gás e água, e do histórico de saturações dos fluidos. O trabalho de Laboissière (2014) é muito importante já que além de ter sido realizado no Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR), o seu estudo apresenta resultados que poderiam ter relação com os resultados desse trabalho devido às condições operacionais e os fluidos utilizados.