Vazão de injeção

Existem vários estudos sobre a influência da vazão de injeção na recuperação de óleo em meios porosos fraturados. Dentre eles podem ser citados Babadagli (1994; 2000), Rangel- German e Kovscek (2002; 2006), Trivedi e Babadagli (2008) e Lee (2010).

Babadagli (1994; 2000) estudou o efeito da vazão de injeção em três rochas diferentes fortemente molháveis à água (Tabela 2.1), onde foram induzidas fraturas longitudinais e transversais conforme apresentado na Figura 2.13.

Os testes de deslocamento forçado foram conduzidos sem pressão de confinamento (overburden) e pressão de poros. As rochas foram 100% saturadas com querosene e, portanto, sem condição de saturação inicial de água. Injetou-se uma solução de 3% de cloreto de potássio

(KCl) em água destilada a diferentes vazões para estudar o efeito da vazão na recuperação de óleo em meios porosos fraturados.

Tabela 2.1 – Porosidade e Permeabilidade das amostras de rocha utilizadas nos ensaios de deslocamento forçado

de Babadagli (1994; 2000). Fonte: Babadagli (2000).

Tipo de Rocha Porosidade (%) Permeabilidade (md)

Arenito Berea 20-22 300-320

Chalk Austin 25-27 3-5

Arenito Colton 10-12 0,05-0,075

Figura 2.13 – Configuração das fraturas induzidas utilizadas nos ensaios de deslocamento forçado de Babadagli (1994;

2000). Fonte: Adaptado de Babadagli (2000).

Os efluentes de salmoura e querosene foram coletados durante os ensaios. As Figuras 2.14, 2.15 e 2.16 apresentam os gráficos da quantidade de fluidos produzidos (Qt) versus a quantidade de óleo produzido (Qo) em volumes porosos. Como não há saturação inicial de água no sistema, o total de volume poroso é igual a quantidade de óleo na rocha. Os resultados mostram que menores vazões de injeção promovem a recuperação de óleo com a injeção de menores volumes porosos, o que não significa que necessariamente a recuperação ocorreu em um tempo menor. Essa análise revela que existe uma vazão de injeção ótima para cada tipo de matriz (Babadagli, 1994; 2000).

Ainda nas Figuras 2.14, 2.15 e 2.16 é apresentada a quantidade de óleo produzida versus a vazão de injeção em diferentes tempos. Para arenitos de alta permeabilidade (Berea), a vazão ótima está entre 0,7 e 0,9 ml/min. Esse valor é menor para arenitos de menores permeabilidades (Colton), que está entre 0,25 e 0,4 ml/min. Para as amostras chalk, a vazão ótima está entre 0,07 e 0,15 ml/min. Embora a permeabilidade seja maior no arenito Colton, a vazão ótima é menor no chalk Austin. Segundo Babadagli (1994; 2000), isso pode ser atribuído a menor molhabilidade à água do chalk Austin se comparado ao arenito Colton. Desta forma, a vazão

de injeção ótima é função das propriedades particulares de cada matriz, isto é, molhabilidade e permeabilidade (Babadagli, 1994; 2000).

Ainda, de acordo com Babadagli (1994; 2000), a alta razão de permeabilidade fratura/matriz e o intervalo de vazões de injeção aplicados nos ensaios garantiram que a transferência ocorresse apenas por embebição capilar. Assim, a água injetada não penetra na matriz por forças viscosas, sendo essas forças efetivas apenas na fratura.

Figura 2.14 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a diferentes vazões de injeções

em tempos diferentes (direita). Matriz: arenito Berea. Fonte: Adaptado de Babadagli (1994; 2000).

Figura 2.15 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a diferentes vazões de injeções

Figura 2.16 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a diferentes vazões de injeções

em tempos diferentes (direita). Matriz: arenito Colton. Fonte: Adaptado de Babadagli (1994; 2000).

Rangel-German e Kovscek (2002; 2006) realizaram uma série de experimentos com diferentes vazões de injeção e abertura de fraturas para estudar a recuperação de ar e de óleo em amostras de rochas fraturadas. A maioria dos experimentos realizados envolveram ar e água devido a produção de resultados razoáveis num tempo relativamente curto. Eles utilizaram amostras de arenito Berea cúbicas de 5 cm x 5 cm x 5 cm revestidas com epóxi em todos os lados, sendo que a abertura da fratura foi feita com peças metálicas e variou de 0,025 mm a 0,1 mm. Um coreholder compatível para tomografias foi utilizado para observar a evolução da saturação na matriz e na fratura.

As Figuras 2.17 e 2.18 apresentam as imagens de tomografia da embebição de água na matriz para a injeção de água de 1 ml/min em fratura de 0,025 mm e 0,1 mm de espessura, respectivamente. É possível observar que quanto menor a abertura da fratura mais rapidamente ela é saturada e, portanto, a transferência matriz-fratura é relativamente lenta em comparação com o tempo necessário para a fratura encher de água. No caso de maiores aberturas de fraturas, elas são lentamente saturadas, sendo a taxa de transferência matriz-fratura e a taxa de propagação de água na fratura comparáveis.

Para o mesmo aparato, Rangel-German e Kovscek (2002; 2006) variaram as vazões de injeção de 0,1 a 4 ml/min. Eles observaram o mesmo comportamento ilustrado na Figura 2.17 para as altas vazões de injeção e o mesmo da Figura 2.18 para as baixas vazões de injeção. Eles definiram dois regimes a partir dos resultados obtidos: 1) instantly-filled – instantaneamente preenchida, algumas vezes referido como completamente imersa (completely immersed) e 2) filling fracture – preenchendo a fratura, algumas vezes referido como parcialmente preenchida (partially immersed).

Figura 2.17 – Imagens de tomografia da embebição de água na matriz para o regime de fratura instantaneamente saturada em

água. Injeção de água de 1 ml/min em fratura de 0,025 mm de abertura. Fonte: Rangel-German e Kovscek (2002; 2006).

Figura 2.18 – Imagens de tomografia da embebição de água na matriz para o regime de fratura parcialmente saturada em

água. Injeção de água de 1 ml/min em fratura de 0,1 mm de espessura. Fonte: Rangel-German e Kovscek (2002; 2006).

Trivedi e Babadagli (2008) estudaram o efeito da injeção de heptano a duas vazões diferentes (3 e 6 ml/h, correspondente a 0,05 ml/min e 0,1 ml/min, respectivamente) em amostras de arenito Berea (k = 500 md; 𝜙 = 21%) e limestone Indiana (k = 15 md; 𝜙 = 11%). As amostras foram 100% saturadas com óleo mineral e cortadas longitudinalmente em duas partes para a criação da fratura (Figura 2.19). As partes foram unidas com termo retrátil e não foram submetidas ao envelhecimento.

Figura 2.19 – Configuração das amostras utilizadas nos ensaios de Trivedi e Babadagli (2008). Fonte: Trivedi e Babadagli

A injeção e produção de fluidos foram mantidas somente pela fratura enquanto o fluxo para a matriz ocorreu apenas por difusão e transferência de massa e os ensaios ocorreram a temperatura ambiente.

A Figura 2.20 apresenta a injeção total de heptano (solvente) versus a recuperação de óleo (soluto), dados em volumes porosos. BSH e IH correspondem ao arenito Berea e limestone Indiana, respectivamente. Enquanto os números 3 e 6 indicam as vazões de injeção utilizadas no ensaio. Pode ser observado que a recuperação final da amostra limestone é quase metade da recuperação observada para os arenitos, o que comprova o efeito significativo da porosidade e permeabilidade das amostras na recuperação final, já que foram aplicadas condições experimentais semelhantes. Além disso, é observado para as duas amostras que a vazão mais lenta ultrapassa a vazão mais alta quase no mesmo ponto de recuperação (30% para os arenitos e 35% para os limestones), no entanto, requer muito mais tempo para acontecer para os limestones, o que corrobora o efeito da porosidade e permeabilidade no processo de recuperação de óleo. Ainda, essa inversão demonstra que a recuperação inicial é dominada por forças viscosas, enquanto a difusão vem posteriormente (Trivedi e Babadagli, 2008).

Figura 2.20 – Injeção total de heptano (solvente) versus a recuperação de óleo (soluto), dados em volumes porosos, referente

aos ensaios de Trivedi e Babadagli (2008). Fonte: Trivedi e Babadagli (2008).

Lee (2010) estudou o efeito de duas vazões de injeção (40 ml/h e 4 ml/h ≈ 0,7 ml/min e 0,07 ml/min) em um disco de arenito Berea com uma fratura longitudinal. Tomografia computadorizada foi utilizada para avaliar as saturações. Os resultados mostraram praticamente o mesmo fator de recuperação (≈ 60%) para as duas vazões (Figura 2.21). Ainda, é possível

visualizar que apesar da recuperação a alta vazão (40 ml/h ≈ 0,7 ml/min) ser mais rápida, foi necessário injetar mais volumes porosos comparado com a vazão de 4 ml/h (≈ 0,07 ml/min).

Figura 2.21 – Saturação média de água como função do tempo a diferentes vazões de injeção, referente aos ensaios de Lee

(2010). Fonte: Lee (2010).

Segundo Lee (2010), a vazão de injeção também é responsável pela forma da frente de embebição, a qual é maior na região de entrada da fratura do que na saída, sendo essa característica mais pronunciada a altas vazões (Figura 2.22). Para aproximadamente o mesmo volume poroso injetado – em inglês pore volume injected (PVI) – (0,69 PVI em 20min a alta vazão e 180 min a baixa vazão), pode ser observado uma região de embebição muito maior para a baixa vazão de injeção. Isso implica que a baixa vazão (4 ml/h ≈ 0,07 ml/min) permite mais embebição de água para o mesmo volume injetado.

Figura 2.22 – Mapas de saturação de água obtidos da tomografia computadorizada a vazão de 0,7 ml/min (esquerda) e