Recomendações - Efeito da injeção de água de baixa salinidade no fator de recuperação de óleo e

As recomendações para trabalhos futuros relacionados ao tema exposto são:  Para a tomografia computadorizada sugere-se:

 Não retirar a bancada da mesa do tomografo para evitar movimentação nos cortes de tomografia.

 Utilizar unicamente 3 fluidos de saturação na amostra, portanto, levar a amostra a uma condição de saturação de água inicial com água de mar.

 Na presença de mais de três fluidos móveis no meio poroso, utilizar a técnica de tomografia de dupla energia (alta e baixa) para visualização de fluxo de fluidos, no caso da presença de mais de três fluidos no meio poroso.

 Para o processo de envelhecimento sugere-se:

 Envelhecer a amostra na condição de saturação de água inicial, utilizando o procedimento proposto no ensaio 1.

 Sugere-se o planejamento de intervalos de injeção continua e intervalos estáticos para permitir uma maior interação no sistema e comprovar se isto contribui a uma recuperação adicional de óleo.

 O uso das esferas de vidro para preencher os espaços vazios da fratura, proporcionou uma molhabilidade preferencial a água na fratura, dificultando assim a transferência fratura-matriz e fazendo com que a embebição fosse mais lenta ainda. Portanto, recomenda-se utilizar um material que permita condição de molhabilidade similar à da rocha.

 Sugere-se utilizar um separador bifásico no sistema de medição de produção a fim de manter as condições do teste e reduzir o erro.

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APÊNDICE A: DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

Os equipamentos utilizados durante o desenvolvimento da metodologia experimental proposta serão descritos nesta seção.

Porta testemunho (Core-holder): são suportes que permitem o confinamento das amostras de rocha (Figura A-1). A amostra é colocada entre o difusor de entrada e saída que tem conexões que controlam a injeção e produção de fluidos, respectivamente, e é confinada utilizando-se uma camisa de borracha Viton. Na parte externa é preenchida com água e pressurizada para simular a pressão de overburden que é também controlada por duas conexões. O equipamento é constituído de alumínio para compatibilidade com os raios-X utilizados na tomografia computadorizada. As condições máximas do equipamento são de um volume de 316 L, pressão de 12.000 psi e temperatura de 125°C;

Figura A-1: Porta testemunho utilizado durante os procedimentos experimentais

Figura A-2: Tampa de entrada e saida do porta testemunho. Incluindo as válvulas de controle para a injeção e produção de fluidos assim como do overburden

Sistema de contrapressão (Back-pressure): o sistema permite simular a pressão de poros existente no reservatório. A configuração consiste em um sistema preenchido por nitrogênio na condição de pressão desejada que passa por um diafragma que permite a produção unicamente quando atingir a pressão estabelecida.

Sistema de medição do diferencial de pressão: o sistema consiste num transdutor de pressão ABB, modelo 2600T, conectado na entrada e saída do coreholder para permitir medir o diferencial de pressão na amostra. O transdutor consiste em duas câmaras que recebem sinais de pressão simultaneamente. O sensor presente nas câmaras detecta a diferença de pressão entre os dois lados e converte em um sinal elétrico, com uma acurácia de +/-0,04% do span. Os dados são coletados num sistema FieldLogger da Novus, um instrumento digital externo. Este instrumento possui uma acurácia de +/-0,15% da faixa máxima. A escala de leitura varia de 0,4 a 40kPa (0,06 a 5,80 psi), de acordo com o sinal de saída de 4 a 20mA do transdutor de pressão.

Bombas de deslocamento positivo: Foram utilizadas duas bombas de deslocamento positivo para a realização das diferentes atividades. Uma bomba de alta pressão DBR- Schlumberger foi utilizada para o controle da pressão de overburden e do volume de saturação da amostra. As condições de operacionais desta bomba são: pressão máxima de 20000 psi, taxa máxima de deslocamento de 1000 cm3_{/hr com uma precisão de vazão de ±} 0,02% e volume total de 500 cm3_.

A Bomba de deslocamento positivo JASCO, modelo PU-2086 foi utilizada para a injeção das salmouras durante os testes de deslocamento forçado. Esta bomba opera em dois modos de trabalho, a pressão ou fluxo constante. No modo fluxo constante, a vazão de injeção varia entre 0,001 e 20 ml/min com um erro relativo menor de 0,2%. No modo pressão constante, a pressão varia entre 3 e 50 MPa, podendo ser ajustada a cada 0,1 MPa com uma precisão de ± 10%. Esta bomba pode ser visualizada na Figura A-3.

Figura A-3: Bomba de deslocamento positivo JASCO- PU2086

Bomba de vácuo: o equipamento Oerlikon Leybold Vacuum, modelo Trivac D16B, foi utilizado para realizar o vácuo na amostra e durante o processo de saturação de água inicial. A pressão limite de operação é de 10-4 mbar.

Controladores de temperatura: o sistema de controle de temperatura consiste num controlador de temperatura NOVUS N1030 (Figura A-4), acoplado a um termopar tipo J que permite condições de temperatura entre -110°C e 950°C. Para o aquecimento do coreholder foi coberto com uma manta térmica com uma resistência para estabelecer a temperatura de 63°C na amostra. As linhas de entrada e saída do coreholder também foram aquecidas enrolando uma resistência para garantir a temperatura nos fluidos.

Figura A-4: Sistema de controlador de temperatura para o aquecimento do coreholder a temperatura de 63ºC

Tomógrafo médico: Siemens – SOMATON Spirit: A tomografia computadorizada (TC) por raios-X foi utilizada durante o primeiro e terceiro ensaio para análise da amostra (distribuição da porosidade e dos fluidos) e os coeficientes de atenuação dos fluidos.

Sistema de produção: Durante o primeiro e segundo ensaio foi utilizado um sistema de produção composto por uma proveta graduada invertida de 10 ml com uma acurácia de +/-

0,2ml. Este sistema que permite a quantificação do óleo produzido, sendo que por diferença de densidade, o óleo fica na parte superior da proveta enquanto a água fica na parte inferior e vai sendo descartada num recipiente. Os fluidos produzidos saem do coreholder passando pela backpressure, a qual foi ajustada para uma pressão de poros desejada (1000 psi). Este sistema é esquematizado na Figura A-5 e representado na Figura A-6.

Figura A- 5: Esquematização da proveta invertida utilizada como sistema de produção durante os ensaios 1 e 2

Figura A-6: Sistema de produção por proveta invertida utilizado nos ensaios 1 e 2

Durante a realização do terceiro ensaio, foi utilizado um separador bifásico ao invés da proveta invertida. O separador bifásico permite a aquisição de dados de produção nas condições do teste (1000 psi e 63°C). Para a quantificação do óleo, o separador é inicialmente preenchido com água, desta forma o óleo produzido sobe até a parte superior por ser menos denso e assim é contabilizado. Os fluidos saem do coreholder e chegam no separador. A

backpressure, neste caso, encontra-se depois do separador. Este sistema é esquematizado na

Figura A-7 e representado na Figura A-8.

Figura A-7: Esquematização do separador bifásico utilizado como sistema de produção durante o ensaio 3

Figura A-8: Sistema de produção utilizando separador bifásico para a contabilização de óleo durante o ensaio 3

Separador bifásico

APÊNDICE B: DENSIDADE E VISCOSIDADE DOS FLUIDOS

As propriedades de densidade e viscosidade das salmouras e a viscosidade do óleo nas condições experimentais foram determinadas a partir de correlações apresentadas por McCain (1990).

B.1. Densidade das salmouras

Para o cálculo da densidade da salmoura na condição de pressão e temperatura experimentais é preciso de variáveis como o fator volume e a densidade nas condições padrão @20°C e 14,7 psi). O fator volume de formação é calculado pela Equação B-1 a partir das Equações B-2 e B-3.

B_w = (1 + ∆V_Wp)(1 + ∆V_WT) (B-1)

∆V_WT = −1,0001x10−2_{+ 1,33391x10}−4_{T + 5,50654x10}−7_T2_(B-2)

∆VWP = −1,95301x10−9PT − 1,72834x10−13P2T − 3,58922x10−7P − 2,25341x10−10P2 (B-3)

Sendo:

∴Bw é o fator volume de formação;

∴T é a temperatura experimental [°F] (63°C=145,4 psi); ∴P é a pressão experimental [psi] (1000 psi);

∴ ρst é a densidade da salmoura em condições de superfície [g/cm³]; ∴ ρ é a densidade da salmoura na condição de interesse [g/cm³]. Os valores calculados foram:

∆VWT = 0,021035 ∆V_WP = 8,9336x10−4

B_w = 1,0219

A densidade da água de formação e da água do mar foi medida no laboratório na condição padrão de 20°C e 14,7 psi com um densímetro Anton Paar DMA 4500. A densidade

ρ = ρst Bw

padrão da água de formação é de 1,16897 gr/cm enquanto a da água do mar e a água do mar dez vezes diluída é de 1,0233 gr/cm3_{e 1,0018 gr/cm}3_{, respectivamente. Por tanto, calculando} a densidade nas condições experimentais:

𝐹𝑊 → ρFW= 1,16897 1,0219 → ρFW= 1,144 g/cm 3 𝑆𝑊 → ρ_SW =1,0233 1,0219 → ρSW = 1,001 g/cm³ 𝑆𝑊10𝑥 → ρ_SW =1,0018 1,0219 → ρSW = 0,9803 g/cm³

B.2. Viscosidade das salmouras e do óleo

Para calcular a viscosidade das salmouras como função da salinidade, temperatura e pressão, utilizou-se a correlação apresentada por McCain (1990). As Equações B-5, B-6,B-7 e B-8 são correlações utilizadas para o cálculo da viscosidade da salmoura como função da temperatura. Já a Equação B-9 é utilizada para o cálculo da viscosidade da salmoura como função da pressão de interesse.

μ_w1= ATB_{Equação B-5}

A = 109,574 + −8,40564S + 0,313314S2+ 8,72213x10−3S3 Equação B-6 B = −1,12166 + 2,63951x10−2S + −6,79461x10−4S2+ −5,47119x10−5S3+

1,55586x10−6S4 Equação B-7 S = massa de sais

massa total da mistura Equação B-8 μ

μw1 = 0,9994 + 4,0295x10

−5_{P + 3,1062}_x₁₀−9_P2_{Equação B-9}

Sendo que os fatores e as variáveis correspondem a: ∴T é a temperatura experimental [°F];

∴S é a salinidade salmoura dada em porcentagem de sólidos dissolvidos; ∴P é a pressão experimental [psi];

∴ μ é a viscosidade na temperatura e pressão de estudo [cP].

A salinidade (S) da água de formação e da água do mar pode ser calculada com Equação B-8. A massa total da mistura pode ser calculada multiplicando a massa específica por um litro de solução.

FW → S = 273,94 1,16897 ∗ 1000 → S = 0,217 = 21,7% 𝑆𝑊 → S = 40,363 1,0233 ∗ 1000 → S = 0,039 = 3,94% 𝑆𝑊10𝑥 → S = 4,0363 1,0018 ∗ 1000 → S = 0,039 = 0,004%

Já com a salinidade pode-se calcular a viscosidade da salmoura na temperatura de 63°C e, posteriormente, a viscosidade da salmoura na pressão de 1000 psi.

FW → μ_w1= 0,416 cP → μFW μ_w1 = 1,043 → μFW= 0,434 cP 𝑆𝑊 → μ_w1= 0,482 cP → μSW μ_w1 = 1,04 → μSW = 0,503 cP 𝑆𝑊10𝑥 → μ_w1= 0,451 cP → μSW μ_w1 = 1,04 → μSW = 0,469 cP

Por sua vez, a viscosidade do óleo morto foi também calculada utilizando-se a densidade medida a 63°C com o densímetro Anton Paar DMA 4500, de 0,86 g/cm³. A partir da densidade foi calculado do grau API, utilizando-se a Equação B-10. Desta forma, a viscosidade do óleo morto foi determinada utilizando-se a Equação B-11 e B-12.

°𝐴𝑃𝐼 =

141,5 𝑑

− 131,5

Equação B-10

𝜇

_𝑜𝑚

=

(0,32 +

1,8𝑥10 7 °𝐴𝑃𝐼4,53

) (

360 𝑇(℉)+200

)

𝑎

Equação B-11 𝑎

= 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑙𝑜𝑔

(

0,43 +

_{°𝐴𝑃𝐼}8,33)

Equação B-12

Os resultados obtidos do processo anteriormente descrito foi um grau API de 33,03. Enquanto, a viscosidade do óleo obtida foi de 3,28 cP.

APÊNDICE C: IMAGENS DE TOMOGRAFIA DURANTE O ENSAIO 1 E 3.

A continuação são apresentadas as imagens geradas durante as tomografias realizadas no primeiro e terceiro ensaio. Cada imagem corresponde á seção transversal do corte da rocha referente a 1 mm de espessura. As figuras a seguir são capturas de tela realizadas durante a analise das imagens utilizando-se o software Osiris.

C.1. Ensaio 1:

Durante o Ensaio 1 foram realizadas 24 tomografias computadorizadas, sendo 1 tomografia referente a amostra saturada com nitrogenio, 4 tomografias da amostra saturada com água de formação, 6 tomografias realizadas durante o processo de saturação de água inicial, e finalmente 12 tomografias realizadas durante a realização do ensaio de deslocamento forçado (7 durante a injeção de SW e 5 de SW10x). A tomografia de referencia do corte das seções transversais da amostra é a tomografia da amostra saturada com nitrogenio, já que a partir desta são realizados os cálculos de porosidade e saturações. É possível observar que foram geradas 60 imagens das quais as primeiras 4 e as últimas 2 imagens correspondem ao difusor de entrada e saída, respectivamente, e, portanto, foram descartadas.

Tomografia Saturada Com Nitrogênio

Tomografia Saturada Com Água de Formação FW1

Tomografia Saturada Com Água de Formação FW2

Tomografia Saturada Com Água de Formação FW3

Tomografia Saturada Com Água de Formação FW4

Tomografia Saturada Com Água de Formação e Óleo no Swi_1

Tomografia Saturada Com Água de Formação e Óleo no Swi_2

Tomografia Saturada Com Água de Formação e Óleo no Swi_3

No documento Efeito da injeção de água de baixa salinidade no fator de recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas (páginas 120-148)