maioria dos reservatórios para recuperar quantidades adicionais de óleo que não podem ser recuperados durante a recuperação primária nem secundária por injeção de água ou gás. Injeção de água com composição diferente dentro da formação inicial pode provocar um distúrbio no equilíbrio químico do reservatório estabelecido, resultando em uma melhor recuperação do óleo. Esse processo é conhecido como injeção de água com baixa salinidade ou injeção de água inteligente.
Fa to r d e re cu p er a çã o [ OO IP] VPI Chalk fraturado Limestone fraturado Chalk Limestone
Na escala de laboratório, existem diversos aparatos experimentais propostos para o estudo de meios porosos fraturados usando técnicas como tomografia computadorizada de raios-x ou ressonância magnética para análise de mapeamento, com a proposta de entender o comportamento neste tipo de meio poroso (Rangel-German e Kovescek, 2002; Lee, 2010, Lie, 2013). Diversos estudos experimentais referentes a injeção de água com salinidade reduzida, têm sido propostos na literatura, utilizando tanto rochas com fraturas naturais como rochas com configurações para fratura induzida. A seguir são descritos alguns estudos experimentais realizados relacionados à redução da salinidade da água, que envolvem condições experimentais em meios porosos fraturados em escala de laboratório.
2.7.1. Estudos Experimentais de Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Carbonáticas Fraturadas Utilizando-se um Modelo de Fratura Induzida
Awolayo et al. (2014) realizaram ensaios experimentais em rochas carbonáticas fraturadas utilizando três configurações de amostras sendo: não fraturada, amostra fraturada longitudinalmente e amostra fraturada longitudinalmente com selamento nas faces conforme é ilustrado na Figura 2-14. Os autores realizaram testes de embebição espontânea e embebição forçada por centrífuga com água do mar com diferentes concentrações de sulfato (2 e 4 vezes a concentração original).
A amostra com fratura induzida não selada nas faces foi inicialmente submetida à embebição espontânea, sem produção de óleo, demonstrando forte molhabilidade ao óleo. Em seguida, a embebição forçada com água de formação foi realizada resultando em uma recuperação inicial de cerca de 48,9%OOIC (sigla do inglês, Original Oil in Core). A mudança para a água com 2 vezes mais sulfato seguida da 4 vezes mais sulfato promoveu uma recuperação adicional de 5,8%OOIC e 3,3% OOIC respetivamente (Figura 2-15).
Fratura
Matriz
Amostra não fraturada Amostra fraturada não selada
Amostra fraturada selada nas faces
Awolayo et al. (2014) concluíram que a interação entre a fratura induzida e a matriz da rocha oferece mais área de superfície para que os processos de adsorção e de dessorção ocorram. Então, as forças capilares aumentam à medida que a superfície da rocha vai se tornando de molhabilidade preferencial à água, permitindo assim a água ser absorvida na matriz deslocando o óleo.
Assim mesmo, o aumento na concentração de sulfato na salmoura de injeção teve um impacto positivo na interação salmoura/óleo/rocha melhorando assim a eficiência do deslocamento que contribuiu com uma recuperação adicional de óleo (Awolayo et al., 2014).
Por sua vez, Pires (2018) estudou diferentes configurações de fraturas induzidas em amostras de dolomitos silurianos provenientes de um afloramento da formação Thornton (Illinois, USA). Estas amostras foram expostas à recuperação de óleo mediante injeção de água projetada seguindo diferentes sequências de injeção. As salmouras utilizadas foram identificadas de acordo com a nomenclatura: FW, correspondente à água de formação, SW, correspondente à água do mar, SW20d água do mar diluída 20 vezes, e SW0NaCl que corresponde à água do mar depletada de cloreto de sódio (NaCl). Juntamente, foi utilizada a técnica de tomografia computadorizada para avaliar diferentes propriedades como a saturação média. Recuperação de Óleo Tempo [hr] Re cu p era çã o d e ó leo [ % OO IC]
Figura 2-15: Eficiência de deslocamento durante testes de deslocamento forçado com LSWI. Fonte: Awolayo et al. (2014) (FB=Formation brine; SB2S and SB4S=Smart brine increasing SO4 concentration in seawater by two
Um dos modelos de fratura induzida consiste no corte longitudinal por serra metálica como ilustrada na Figura 2-16. Utilizando esta configuração, o autor realizou um ensaio preliminar de deslocamento injetando água de formação, de salinidade de 182.531 ppm, a uma vazão de 0,05 ml/min a condições de temperatura e pressão ambiente. A Figura 2-17 representa o fator de recuperação em função do tempo, observando uma recuperação inicial de cerca de 52% OOIP após 18 horas que corresponde a 4,5 volumes porosos injetados. Após este período, houve uma injeção contínua até atingir uma recuperação final maior que 60% aproximadamente em 120 horas.
Outra das configurações de fratura induzida utilizada por Pires (2018) consistiu na perfuração longitudinal da amostra que foi posteriormente preenchida com areia de granulometria controlada como ilustrado na Figura 2-18. Esta amostra foi exposta à injeção de água seguindo a sequência de FW→SW→SW20d com o objetivo de avaliar a alteração da molhabilidade.
Figura 2-16: Configuração de modelo de fratura longitudinal. Fonte: Pires (2018)
Inicialmente foi injetada água de formação (FW) e um fator de recuperação de 30,0% do OOIP foi obtido durante os primeiros 30 dias de injeção. Logo após, a água do mar (SW) foi injetada promovendo um aumento na recuperação de óleo de 31,4% OOIP da matriz, a uma taxa de produção relativamente constante (Figura 2-19). Segundo o autor, este incremento foi indicativo de um processo de alteração da molhabilidade, em que ocorreu a dessorção do óleo da superfície da matriz.
No entanto, durante a injeção de SW20d foram recuperados cerca de 12% OOIP da matriz, sendo um fator não tão significativo da recuperação de óleo quanto a injeção de SW. Deste modo, Pires (2018) concluiu que, enquanto a injeção de SW utiliza como principal mecanismo de alteração da molhabilidade os efeitos dos íons potenciais, a injeção de salmouras com baixa salinidade utiliza o desequilíbrio provocado pela baixa salinidade das salmouras que promove a dissolução do carbonato.
Figura 2-18: Configuração de modelo de fratura longitudinal. Fonte: Pires (2018)
2.8. Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Naturalmente Fraturadas