Apesar do modelo de alteração de molhabilidade por interação iônica ser a modelagem mais reconhecida para carbonatos, ainda não há consenso sobre os mecanismos que resultam no incremento da recuperação. Outros estudos levantaram teorias concorrentes ou mecanismos auxiliares ao modelo do grupo. Os principais trabalhos encontram-se discriminados na Tabela 2.
Tabela 2: Modelagens alternativas à MAM-STAV.
Yousef et al. 2010 Ensaios de deslocamento com injeção de águas diluídas em testemunhos carbonáticos.
Recuperações adicionais com redução da salinidade. Atribuição da recuperação à dissolução da rocha. Hiorth et al. 2010 Ensaios de deslocamento em
afloramentos de chalk.
Dissolução da calcita como responsável pelo aumento da recuperação.
Sohrabi et al. 2015 Ensaios de embebição com arenitos e águas de baixa salinidade (os autores defendem que os efeitos também seriam válidos para carbonatos, dado que, para estes, as interações ocorrem entre os fluidos).
Interações entre os fluidos seriam responsáveis pelo incremento de produção. Formação de micelas que atuam na alteração da molhabilidade
Karimi 2016 Medições de ângulos de contato em carbonatos.
Mecanismo auxiliar em que interações envolvendo hidroxilas no meio aquoso resultariam na dessorção de componentes do óleo.
2.4.2.1 Redução da salinidade e dissolução da rocha
Após serem reportados resultados para recuperações adicionais de óleo ao se injetar água do mar em carbonatos, mais estudos foram conduzidos com diluição da água de injeção, com o intuito de entender melhor os mecanismos envolvidos no fenômeno. Para arenitos, maiores recuperações foram obtidas ao se diminuir a força iônica da salmoura de injeção, o que não foi sempre observado para carbonatos.
Yousef et al. (2010, 2011a, 2011b, 2012) obtiveram resultados positivos para injeção de salmouras diluídas. Foi utilizada uma injeção sequencial de três bancos de salmouras diluídas em 2, 10 e 100 vezes após a injeção de água do mar. O incremento de recuperação somado para as soluções salinas diluídas resultante foi próximo de 15% do OOIP, tanto em testes de embebição espontânea quanto de deslocamento forçado. O trabalho de Gil (2016) obteve recuperações em ensaios de deslocamento com dolomito em torno de 8 a 12% do OOIP, injetando salmouras diluídas. Shariatpanahi et al. (2011) obtiveram recuperação incremental de 15% ao utilizar água do mar diluída. Vários outros trabalhos também apresentaram resultados positivos para salmouras diluídas (Gupta et al. (2011); Romanuka et al. (2012); Alameri et al. (2014); Chandrasekhar e Mohanty (2013)).
No entanto, ensaios conduzidos por outros autores não apresentaram resultados tão promissores, muitas vezes não exibindo recuperação adicional significativa, como no trabalho
de Hamouda et al. (2014). Nasralla et al. (2014) obtiveram recuperação adicional de 4% em testes de deslocamento com salmoura diluída 25 vezes. As explicações para a baixa produção adicional apontam o tipo de rocha utilizado como grande fator de influência, rochas com menor teor de calcita seriam a causa.
Contudo, Hiorth et al. (2010) propuseram um modelo que descrevia a dissolução da calcita como mecanismo de incremento de recuperação, onde as reações envolvendo a calcita seriam responsáveis por liberar componentes polares adsorvidos em regiões molháveis a óleo, durante o contato com água de baixa salinidade. Neste modelo, a relação do método de recuperação avançada com a temperatura seria explicada pela queda da solubilidade da anidrita, que estimularia a dissolução da calcita.
Yousef et al. (2011 a.) também propuseram que a dissolução da calcita explicaria a recuperação adicional, com a suposição suplementar de que esta resultaria numa melhor conectividade entre os poros.
2.4.2.2 Interação fluido-fluido
Zahid et al. (2012) afirmam que a formação de micro-emulsão em injeções de fluidos com sulfato seria responsável pelo aumento de produção, devido à redução da viscosidade do óleo. Eles apontaram ainda que a injeção de água de baixa salinidade (ABS) nem sempre causa mudança de molhabilidade e que a dissolução pode ser um mecanismo de aumento de recuperação.
Ainda com relação à interação fluido-fluido Sohrabi et al. (2015) defenderam que ocorre a formação espontânea de micelas que podem ser vistas na forma de micro-dispersões na fase oleica, e que estas micelas provocam a alteração da molhabilidade da rocha durante a injeção de água de baixa salinidade. Os ensaios foram realizados com arenitos e os autores defendem que os resultados não tem relação direta com a rocha utilizada.
2.4.2.3 Surfactantes in situ/hidroxilas como mecanismos auxiliar
Diversas reações químicas ocorrem durante a injeção de água de baixa salinidade, porém uma em específico teria grande impacto sobre a geração de surfactantes in situ.
𝐶𝑂32−(𝑎𝑞) + 𝐻
Quando há dissolução da rocha, haveria liberação de íons carbonato no meio aquoso, deslocando o equilíbrio da reação para a direita, elevando o pH do meio aquoso. Números mais básicos de pH levariam à formação de surfactantes in situ, contribuindo para uma alteração da molhabilidade para uma maior preferência à água, por meio da redução da tensão superficial. (Kaliyugarasan, 2013; McGuire et al., 2005; Jarrahian, et al., 2012)
Contudo, segundo Al-Attar et al. (2013) diversos autores mostram que não há alteração significativa do pH no sentido alcalino ou que uma possível modificação desse valor no meio aquoso não está relacionada ao aumento de recuperação.
Karimi et al. (2016) realizaram ensaios de medição de ângulo de contato com rochas “Iceland Spar” (carbonatos de cálcio cristalizados, calcita transparente) em contato com soluções de diferentes concentrações de sulfato de sódio. Associadamente à reação da equação 2, o autor propõe a ocorrência simultânea da seguinte reação:
𝑁𝑎2𝑆𝑂4(𝑠) + 𝐻2𝑂 ↔ 2𝑁𝑎++ 𝐻𝑆𝑂4−(𝑎𝑞) + 𝑂𝐻−(𝑎𝑞) Equação 3
A liberação da hidroxila na Equação 2 e na Equação 3 resultaria num aumento do pH, corroborando com o trabalho de Hiorth et al. (2010). Os experimentos de Karimi et al. (2016) mostraram redução do ângulo de contato mais pronunciada para as amostras que continham maior concentração do íon sulfato, resultando numa molhabilidade à água maior para esses casos. Outros indicadores utilizados para garantir a confiabilidade da interpretação dos dados, como análise de potencial zeta e TGA (Termogravimetria – análise da variação da massa por tempo ou temperatura) foram realizados. As análises mostraram que a adição de íons sulfato resultou numa maior liberação de componentes polares da superfície, evidenciando seu papel de catalisador nas reações.