Entendendo as propriedades do arenito Botucatu e sua utilização como meio
poroso para estudos envolvendo o deslocamento de fluidos poliméricos
Oldemar Ribeiro Cardoso
_________________________________________
Tese de Doutorado
Natal/RN, fevereiro de 2014
INSTITUTO DE QUÍMICA
Oldemar Ribeiro Cardoso
Entendendo as propriedades do arenito Botucatu
e sua utilização como meio poroso para estudos
envolvendo o deslocamento de fluidos poliméricos
Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / SISBI / Biblioteca Setorial Centro de Ciências Exatas e da Terra – CCET.
Cardoso, Oldemar Ribeiro.
Entendendo as propriedades do arenito Botucatu e sua utilização como meio poroso para estudos envolvendo o deslocamento de fluidos poliméricos / Oldemar Ribeiro Cardoso. - Natal, 2014.
103 f. il.:
Orientadora: Profª. Drª. Rosangela de Carvalho Balaban.
Tese (Doutorado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-Graduação em Química.
1. Arenito – Tese. 2. Botucatu – Tese. 3. Salinidade crítica – Tese. 4. Poliacrilamida. 5. Fator de resistência. I. Balaban, Rosangela de Carvalho. II. Título.
Dedico este trabalho...
A toda minha família, em especial ao meu querido sobrinho
AGRADECIMENTOS
A Deus pela minha saúde, força e disposição para superar os, não poucos, obstáculos.
À minha querida Esposa, minha linda Família que souberam encarar com compreensão e bom humor meus momentos de tensão pré-Tese e pela força que sempre me deram para superá-los.
Aos meus Pais que até hoje vibram pela minha vitória.
À Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
À Professora Rosangela de Carvalho Balaban, pelo crédito, imensa paciência e por ter me acompanhado todos esses anos como orientadora e grande amiga, sempre com uma palavra de
incentivo.
Aos demais professores vinculados ao Programa de Pós-Graduação, não só pelos conhecimentos transmitidos como também pelo vínculo de amizade criado.
A todo time do LAPET, em especial à minha assistente Stéphanie, e àquelas que sempre estiveram comigo me socorrendo nos momentos de terror acadêmico, ou simplesmente
papeando num cafezinho: Ana Maria, Bruna, Keila, Nívia, Ruza, Luciana e Rosa pela amizade e imensa paciência.
À CAPES e à PETROBRAS pelo apoio financeiro.
E a todos que de alguma forma contribuíram para a realização deste trabalho.
Meus eternos e sinceros agradecimentos.
A semeadura é opcional, mas a colheita é obrigatória.
RESUMO
O desenvolvimento de produtos cuja finalidade é a de promover bloqueios em áreas de alta permeabilidade, assim como de controladores ou inibidores de corrosão e incrustação e de hidratos, também necessita de estudos no meio poroso, antes de serem empregados em operações de campo. Considerando esses aspectos, o presente trabalho teve como principal objetivo compreender melhor a natureza do arenito Botucatu, buscando, na medida do possível: (a) traçar comparações entre o seu comportamento e o comportamento do arenito Berea, o mais popular entre os pesquisadores e (b) considerando sua abundância no Brasil e facilidade de exploração, reforçar a possibilidade de seu uso seguro como meio poroso virgem em ensaios de laboratório, visando análises e qualificação de materiais passíveis de serem usados na indústria do petróleo. Em plugs desse arenito, foram injetadas soluções aquosas de
várias salinidades, tendo como ponto de partida a água do mar sintética, com o objetivo de se detectar possíveis alterações na permeabilidade do arenito devido à expansão de argilas ou à liberação de partículas capazes de tamponar definitiva ou temporariamente as gargantas dos poros da rocha, bem como comparar seu comportamento com outros arenitos normalmente utilizados para estudos envolvendo meio poroso. Para tanto, em uma segunda fase, foram utilizados polímeros regularmente empregados na indústria do petróleo (as poliacrilamidas), onde se procurou verificar se o comportamento desses materiais em solução, e não mais somente a água, quando empregados no meio poroso representado pelo arenito Botucatu, retratava com fidelidade e segurança os resultados reportados na literatura especializada para os meios porosos tradicionais. Os resultados para ambas as fases mostraram uma real viabilidade do emprego do arenito Botucatu em análises de laboratório cujo objetivo seja o deslocamento em meio poroso.
ABSTRACT
The development of products whose purpose is to promote blockages in high permeability zones as well as to control the hydrate or scale formation also needs some tests in porous media before using the product in the field, where attempts and unavoidable operational errors costs would able to derail any projects. The aim of this study was to analyze and compare the Botucatu and Berea sandstones properties, involving problems related to loss
permeability. It was observed that even cores of Berea, without expansible clays in their
composition had their permeability reduced, as soon as the salinity of brine reached a lower limit. As expected, the same happened with the Botucatu sandstone samples, however, in this case, the sensitivity to low salinity was more pronounced. In a second phase, the research was focused on the Botucatu Sandstone behavior front of dilute polymer solutions injection, checking the main relationships between the Rock / Fluid interactions, considering the Mobility Reduction, Resistance and Residual Resistance Factors, as well as adsorption/desorption processes of these polymers, and the polymer molecules average size and porous sandstone average size ratio. The results for both phases showed a real feasibility of using the Botucatu sandstone in laboratory tests whose objective is the displacement of fluids through porous media.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura1 Estruturas esquemáticas das argilas... 17
Figura 2 Maquete de um poço profundo do aquífero Guarani... 19
Figura 3 Região de afloramento Botucatu ... 19
ILUSTRAÇÕES DO ARTIGO I
ILUSTRAÇÕES DO ARTIGO II
LISTA DE TABELAS
TABELAS DO ARTIGO I
SUMARIO
1 INTRODUÇÃO ...11
2 OBJETIVOS ...14
2.1 OBJETIVO GERAL...14
2.2 OBJETIVO ESPECÍFICO ...14
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ...15
3.1 ROCHAS PERMEÁVEIS ...15
3.2 RECUPERAÇÃO AUMENTADA DE PETRÓLEO POR INJEÇÃO DE POLÍMERO ...20
4 REFERÊNCIAS ...35
5- ARTIGO I ...40
6. ARTIGO II ...74
1. INTRODUÇÃO
pobre, especialmente, quando se refere aos estudos abordando danos à formação por expansão ou migração de argilas tendo como meio poroso o arenito Botucatu.
A Formação Botucatu é uma grande unidade de arenito eólico, cujo afloramento se estende ao longo da bacia do Paraná no Brasil, incluindo áreas no Uruguai e Argentina, e apresenta depósitos correlatos no continente africano. Embora a formação Botucatu apresente extensa exposição, relativamente poucos estudos vieram incrementar os detalhados trabalhos realizados por Gonzaga de Campos em 1889(Scherer, 2000).
O trabalho mais recente envolvendo o arenito Botucatu foi a tese defendida em 2007 pela Doutoranda Ana Lúcia Desenzi Gesicki (Gesicki, 2007)onde, embora aborde vários aspectos das formações Botucatu e Pirambóia, alguns quesitos importantes para o entendimento do deslocamento de fluidos de interesse para a indústria do petróleo continuaram a não ser abordados.
Considerando esses aspectos, o presente trabalho teve como principal objetivo compreender melhor a natureza do arenito Botucatu, buscando, na medida do possível: (a) traçar comparações entre o seu comportamento e o comportamento do arenito Berea, o mais
popular entre os pesquisadores; considerando sua abundância no Brasil e facilidade de exploração; (b) reforçar a possibilidade de seu uso seguro como meio poroso virgem em ensaios de laboratório, visando análises e qualificação de materiais passíveis de serem usados na indústria do petróleo. Em plugs desse arenito, foram injetadas soluções aquosas de várias
salinidades, tendo como ponto de partida a água do mar sintética, com o objetivo de se detectar possíveis alterações na permeabilidade do arenito, devido à expansão de argilas ou à liberação de partículas capazes de tamponar definitiva ou temporariamente as gargantas dos poros da rocha, bem como comparar seu comportamento com outros arenitos normalmente utilizados para estudos envolvendo meio poroso. Para tanto, em uma segunda fase, foram utilizados polímeros regularmente empregados na indústria do petróleo (as poliacrilamidas), onde se procurou verificar se o comportamento desses materiais em solução, e não mais somente a água, quando empregados no meio poroso representado pelo arenito Botucatu, retratava com fidelidade e segurança os resultados reportados na literatura especializada para os meios porosos tradicionais.
Os artigos I e II, apresentados como parte integrante da presente Tese, estão intitulados da seguinte forma:
2. OBJETIVOS
2.1. OBJETIVO GERAL
O principal objetivo desta Tese é o de entender as propriedades do arenito Botucatu e torná-lo uma ferramenta confiável para os estudos envolvendo meio poroso.
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ü Entender a estrutura do arenito Botucatu com relação ao seu teor de argilas, assim como avaliar a faixa de variação existente nas permeabilidades e porosidades do arenito;
ü Avaliar o comportamento das permeabilidades quando o arenito Botucatu é submetido
à injeção de soluções salinas a diversas concentrações e comparar seus resultados com os obtidos para o arenito Berea;
ü Avaliar os efeitos causados em sua estrutura quando são injetadas soluções de
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1. ROCHAS PERMEÁVEIS
Algumas teorias referentes à migração de partículas através do meio poroso foram ao longo das últimas décadas sendo desenvolvidas, tendo como o meio poroso o arenito Berea.
Uma dessas teorias foi resultado dos dois principais trabalhos de Jones(Jones e Frank, 1964), onde, em um deles a concentração de sal no meio aquoso decrescia em uma única transição. No outro, as concentrações de sais eram lentamente diminuídas em várias etapas durante o fluxo. Em ambos os artigos, o objetivo era elucidar como o decréscimo das concentrações salinas poderia afetar a permeabilidade de uma rocha. Segundo suas observações, a redução na permeabilidade foi significativamente menor no ensaio onde ocorriam pequenas alterações de salinidade do que quando esta foi radicalmente decrescida em uma só etapa.
Em outro trabalho, onde a salinidade era diminuída de forma contínua, através do uso de um vaso de diluição permanente e submetido à agitação constante, chegou-se a resultados semelhantes (Mungan e Necmettin, 1965). A partir desses estudos, passou-se a considerar que não haveria a liberação de partículas de argilas quando a concentração salina decrescesse lentamente(Jones e Frank, 1964; Mungan e Necmettin, 1965);(Gray e Rex, 1966b). Jones atribuiu a liberação das partículas à pressão osmótica desenvolvida entre a diferença na concentração do sal nos espaços entre as partículas de argila e a solução. Isso queria dizer que, se a diferença entre as salinidades das soluções fosse pequena, a pressão osmótica gerada também seria muito pequena para conseguir liberar partículas(Jones e Frank, 1964).
Essa teoria desenvolvida por Jones foi descartada quando Mungan (Mungan e Necmettin, 1965) mostrou experimentalmente que, nas situações anteriormente estudadas, a pressão osmótica não seria capaz de liberar partículas. Outro trabalho que contrariou definitivamente a teoria de Jones já havia sido desenvolvido por Gray (Gray e Rex, 1966b), quando propôs que as liberações das partículas tinham como causa a expansão da dupla camada das argilas. Mungan e colaboradores (Mungan e Moore, 1968) atribuíram ao grau de hidrólise dos íons sódio o fato de ocorrer redução de permeabilidade em alguns casos.
parece ser dependente da taxa de redução da salinidade com respeito às concentrações do cloreto de sódio(Jones e Frank, 1964). Assim, fica evidente que explicações sobre a liberação de partículas baseadas somente na dupla camada são inadequadas e necessitam que a incorporação de uma taxa de decréscimo da salinidade seja considerada(Khilar, Fogler e Ahluwalia, 1983).
composição das argilas, bem como sua distribuição, desempenha um importante papel nas determinações dos problemas de danos à formação. Todo e qualquer tipo de evento que possa ter como resultado um dano à formação é de extrema importância para a indústria do petróleo.
As argilas são compostos coloidais de estrutura lamelar, que alternam folhas tetraédricas de sílica e folhas octaédricas de alumínio, que pode ser substituído por ferro, magnésio, manganês, água, materiais alcalinos e alcalinos terrosos(Santos, 1975). As argilas mais comumente encontradas são as Esmectitas, Caulinitas e as Ilitas, e são três as situações principais que podem fazer com que as argilas individualmente ou combinadas provoquem dano à formação e, consequentemente, redução de permeabilidade.
Os danos à formação, devido à presença de argilas, podem ser classificados como aqueles causados pelas argilas expansíveis ou pelas argilas não expansíveis ou, ainda, pela mistura das duas nas chamadas argilas de camadas mistas. Na Figura 1 estão representadas esquematicamente as estruturas de três argilas.
também de outros líquidos (Figura 1). O potássio exerce uma forte interação com as camadas de argila, ocasionando a formação de cristais onde o espaço interfoliar torna-se inacessível à água e, como consequência, torna a Ilita uma argila não expansível(Santos, 1998). Nos trabalhos de (Khilar, Fogler e Ahluwalia, 1983), estudos com raios-X evidenciaram a total ausência de argilas expansíveis, tais como a montmorilonita, o que qualifica o arenito Berea
para ser usado nos estudos das dispersões das argilas e partículas nos arenitos. O segundo motivo para o grande número de trabalhos realizados com o arenito Berea é o fato desse
arenito, de porosidade média 19%, ter sido adotado como o meio poroso de referência nas indústrias de produção de petróleo(Khilar e Fogler, 1984; Baudracco e Aoubouazza, 1995).
Embora as atenções voltadas aos estudos da sensibilidade à água dos vários arenitos, aqui mencionados, datem de 1955(Gray e Rex, 1966b), a literatura científica ainda é muito incipiente, especialmente, quando se refere aos estudos abordando danos à formação por expansão ou migração de argilas tendo como meio poroso o arenito Botucatu. Os trabalhos realizados deixam evidente que nem mesmo as regiões de ocorrência desse arenito se encontravam bem delimitadas, o que os levou a realizarem um estudo de caracterização sedimentológica das formações Botucatu e Pirambóia para efeito de mapeamento dessas regiões(Azevedo, Pressinotti e Massoli, 1981).
A Formação Botucatu é uma grande unidade de arenito eólico, cujo afloramento se estende ao longo da bacia do Paraná no Brasil, incluindo áreas no Uruguai e Argentina, e apresenta depósitos correlatos no continente africano. Embora a formação Botucatu apresente extensa exposição, relativamente poucos estudos vieram incrementar os detalhados trabalhos realizados por Gonzaga de Campos em 1889(Scherer, 2000). Entre as décadas de 1950 e 1970, a PETROBRAS desenvolveu investigações geológicas na Bacia do Paraná, com o objetivo de definir seu potencial para produção de petróleo, contribuindo, dessa forma, para o conhecimento das formações Botucatu e Pirambóia. Posteriormente, em 1982, novas pesquisas foram feitas na Bacia do Paraná, em território catarinense, na cidade de Seara, através da PAULIPETRO. Como o objetivo das pesquisas era a exploração de petróleo e gás, as camadas das Formações Botucatu e Pirambóia foram isoladas, não permitindo uma avaliação detalhada do que, mais tarde, se tornaria um importante aquífero das regiões sul e sudeste.
3.2. RECUPERAÇÃO AUMENTADA DE PETRÓLEO POR INJEÇÃO DE POLÍMERO
Desde a década de 50vêm sendo realizados estudos com o objetivo de melhorar a razão de mobilidade água/óleo em operações de injeção de fluidos para recuperação aumentada do petróleo, especialmente para a produção de óleos de alta viscosidade. Métodos de redução da viscosidade do óleo por aplicação de calor, re-saturação de gás e impulsionadores miscíveis tem alcançado algum sucesso. Por outro lado, tem-se admitido que um aumento na viscosidade da água também é uma alternativa efetiva. Entretanto, a quantidade de agente viscosificante requerida para um efeito apreciável no aumento da viscosidade tem sido ainda considerada alta. O uso de materiais como glicerina e polissacarídeos apresenta limitações de custos. Por isso, considerável atenção tem sido dada ao uso de polímeros sintéticos solúveis em água com viscosidade melhorada, mas mesmo esses materiais não foram, por vários anos, economicamente atrativos (Pye, 1964).
diferencial de pressão da formação e da pressão externa no momento em que o poço é perfurado. Essa pressão rapidamente é diminuída e, como consequência, cai também o deslocamento e a produção do óleo. A partir desse ponto, para que a produção continue, são necessárias interferências externas para suplementar essas energias. Tais processos são denominados convencionais e visam a restauração da pressão no interior dos reservatórios através de processos mecânicos como a injeção de água ou gás (Marle, 1991). No entanto, esse processo apresenta uma eficiência relativa, pois, devido à baixa viscosidade da água quando comparada ao óleo, esta se desloca com maior velocidade no meio poroso alcançando o poço produtor mais rapidamente, ocasionando custos operacionais e problemas ambientais devido ao excesso de água produzida, seu tratamento e descarte (Chiappa et al., 1999); (Melo et al., 2005).
Visando a solução desses problemas, novas tecnologias passaram a ser estudadas e adotadas compondo a denominada recuperação avançada de petróleo ou recuperação aumentada de petróleo. As técnicas consistem em se adicionar produtos, que normalmente não se encontram nos reservatórios, e que têm como função a modificação do meio poroso e, dependendo do processo podem ser térmicos, miscíveis ou químicos (Kulicke, Böse e Bouldin, 1987; Marle, 1991).
Em 1970 já havia o entendimento que, embora injeção de polímeros fosse um dos mais atrativos métodos de recuperação por requerer pouca tecnologia e equipamentos convencionais amplamente utilizados em injeção de água, na verdade, escondia um complicado comportamento quando em meio poroso. As investigações, utilizando poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, buscaram entender de que forma as propriedades dos polímeros eram afetadas pela massa molar, pelo tipo de rocha e pelas propriedades dos demais fluidos, além das taxas de fluxo e temperatura (Smith 1970).Foi observado que a adsorção dos polímeros em rochas ricas em carbonato de cálcio era bem superior às contendo sílica e que a eficácia do polímero na redução da mobilidade ocorria em maior intensidade em salinidades mais baixas e para polímeros com maior massa molar. Vários aspectos foram abordados pelos estudos de Smith incluindo adsorção, efeito da salinidade e da massa molar dos polímeros no tamanho molecular aparente, fluxo das soluções poliméricas (redução de mobilidade e redução de permeabilidade) e fator de resistência. Foi observado que o polímero residual em um arenito Berea faz com que sua permeabilidade inicial jamais seja recuperada,
influência da solução de polímeros na recuperação do óleo. Outra observação foi que a mobilidade da solução das poliacrilamidas em meio poroso decresce acentuadamente com o aumento da taxa de fluxo(Smith, 1970).
diferentes tamanhos e permeabilidades, a diferentes taxas de fluxo. Foram utilizados plugs
dos afloramentos Berea e Bartlesville. Um modelo teórico foi desenvolvido correlacionando a
degradação mecânica com fluidos viscoelásticos, se estendendo à capacidade preditiva de situações que não são facilmente reproduzidas em laboratório. Perdas na redução de mobilidade em plugs de campo, na vazão do reservatório foram medidas e fortes
dependências com a permeabilidade da formação foram encontradas. Os autores concluíram que a injeção de polímeros em poços com geometrias típicas (convencionais) pode levar a perdas da ordem de 80% na eficiência de redução da mobilidade da água (Maerker, 1975).Em outro trabalho com solução de poliacrilamida parcialmente hidrolisada, tendo desta vez como meio poroso uma rocha inconsolidada (unconsolidate sand packs),os resultados corroboraram
suas conclusões anteriores referentes à degradação da poliacrilamida parcialmente hidrolisada e estendeu os resultados para os sistemas inconsolidados. Concluiu também que a degradação mecânica torna-se mais severa em altas taxas de fluxo, longas distâncias de fluxo, baixa porosidade e baixa permeabilidade da rocha (Maerker, 1975; 1976).
Na década de 80, a poliacrilamida já ocupava, na literatura, o posto de polímero mais comum usado em operações de Enhanced Oil Recovery (EOR). Diversos trabalhos buscavam
melhor entendimento sobre suas propriedades quando em fluxo no meio poroso. Esses estudos estabeleceram a existência de comportamentos complexos, tais como o comportamento dilatante a altas taxas de fluxo, retenção hidrodinâmica reversível, instabilidade do fluxo, variação na redução da permeabilidade com o fluxo e altos valores das permeabilidades e da redução das mobilidades.Muitos experimentos foram feitos utilizando testemunhos de reservatórios e polímeros industriais pouco definidos dissolvidos em salmouras naturais e sob condições tão complexas que várias interpretações puderam ser apresentadas para explicar os comportamentos observados. Os altos valores de permeabilidade e redução de mobilidade obtidos a baixas taxas de fluxo foram inicialmente atribuídos como inerentes às soluções de poliacrilamida, porém, mais tarde,concluiu-se que esses efeitos poderiam ser devido a presença de micro-géis retidos ou adsorvidos no meio poroso. Foi sugerido o desenvolvimento de vários métodos contemplando várias condições, atuando diretamente no meio poroso com o intuito de se obter uma interpretação das propriedades moleculares das poliacrilamidas(Chauveteau, 1981).
viscosidade conhecida. No modelo de Darcy, o meio poroso é caracterizado pela permeabilidade e a solução pela viscosidade. Infelizmente, a situação para fluidos não newtonianos é bem mais complicada e situações de contorno devem ser adotadas no início de cada trabalho que visam o entendimento das relações entre soluções poliméricas e o meio poroso(Duda, Hong e Klaus, 1983).
A partir de resultados da literatura que elucidaram os efeitos da degradação mecânica e o comportamento viscoelástico das soluções das poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, um modelo foi criado e usado para predizer a injetividade das soluções de poliacrilamidas. Foram identificados pelo menos dois componentes da pressão aplicada durante um processo de injeção de polímero. A primeia pressão diz respeito à exercida na entrada e a segunda no restante do plug. Suas observações levaram a concluir que a variação de pressão na entrada
está intimamente associada ao processo de degradação mecânica do polímero. Esta nova correlação desenvolvida por Seright pode ser usada para determinar a variação de pressão de entrada e o nível da degradação mecânica diretamente em função do fluxo na face do arenito, permeabilidade e porosidade.
poroso. As comparações foram basicamente efetuadas entre as soluções poliméricas comerciais, onde microgéis estão presentes,deslocadas em arenitos naturais e em filtros Millipore. Ficou evidente a existências de microgéis na maioria das gomas xantana comerciais responsáveis pela baixa injetabilidade de soluções desse polímero no meio poroso, mesmo após passar por processos de clarificação. Porém, os microgéis presentes nas soluções de goma xantana ficam retidos nas zonas próximas ao poço injetor e, por consequência, a varredura do óleo ocorre livre desses microgéis.
Nesse mesmo ano, com a necessidade de se estudar o comportamento viscoelástico de soluções de muitos tipos de polímeros injetados em meio poroso, e o aprimoramento das determinações das viscosidades de soluções poliméricas diluídas envolvendo altas temperaturas e baixas taxas de cisalhamento, um novo viscosímetro capilar foi desenvolvidoe largamente utilizado nas operações de EOR. Esse novo equipamento permitiu a determinação do comportamento reológico do polímero em condições mais próximas do campoe foi um grande avanço, uma vez que não havia nenhum viscosimetro comercial disponível para efetuar tais determinações, além de se mostrar bastante eficiente nos ensaios à baixa temperatura e altas taxas de cisalhamento. Pôde-se, a partir daí, efetuar determinações quantitativas do caráter viscoelástico das soluções de polímeros frequentemente exibidas em meio poroso e a temperaturas de reservatório, uma vez que a viscosidade das soluções poliméricas é dependente da temperatura (Liauh e Liu, 1984).
salinidade e resistência à degradação por cisalhamento. O comportamento reológico da solução de polímeros não newtonianos, tanto em meio poroso consolidado como emreômetros,também foi estudado por outros pesquisadores, como Teeuw and Hesselink,1980; Willhite and Uhl, 1986 e ainda Cauvateau,1984; citados nos trabalhos de (Cannella, Huh e Seright, 1988).
Trabalhos em laboratório foram desenvolvidos para se observar quais os efeitos seriam causados por colchões de óleo de alta viscosidade (alcatrão) posicionados entre o óleo e o aquífero. Esses depósitos seriam responsáveis pela formação de barreiras naturais, ocasionando problemas na recuperação de óleo, tanto nos processos primários quanto nos secundários. Foram estudados quais os efeitos da viscosidade do colchão de alcatrão e sua espessura sobre a recuperação do óleo, uma vez que essa camada de alcatrão pode ser parcialmente movél ou totalmente imóvel e contínua sobre o aquífero, podendo isolar completamente esta das zonas de óleo(Abu-Khamsin et al., 1993). Para esse fim foi
idealizado um sistema de deslocamento em que as três zonas, água,colchão viscoso e óleo, foram colocadas em contato. A salmoura foi injetada, à taxa constante, sendo forçada a penetrar no colchão viscoso,que pode chegar a uma viscosidade 1000 vezes maior do que a do óleo, e migrar através da zona de óleo.Com esse procedimento foi possível observar que o aumento da pressão fazia com que a água de saturação do alcatrão e do óleo migrasse por caminhos preferenciais e que esses caminhos apresentavam as mesmas características, independentemente das variações nas viscosidades e nas espessuras da camada de alcatrão(Abu-Khamsin et al., 1993).
Um estudo efetuado no final da década de 90 apontou as interações eletrostáticas como sendo as principais responsáveis pelo processo de adsorção que ocorre entre as moléculas dos polímeros e a superfície dos sólidos. Também chamou a atenção dos efeitos causados pela litologia, composição das salmouras e molhabilidade, que são fatores responsáveis pelos fenômenos de adsorção nas interfaces salmoura/rocha.
Desde 1993, pesquisadores alertavam para a falta de uma regulamentação bem definida que pudesse sistematizar as seleções desses polímeros e que os testes de campo eram efetuados na base da tentativa e erro, o que dificultava as interpretações dos resultados. Chiappa e colaboradores (1999) em seu artigo, cita um conjunto de observações feitas por diversos pesquisadores como Zailton e Chauvateau(1998), Hirasaki e Pope (1974), Zailton e Kholer(1989), Menella et.al.(1998) e Hwan (1993), que possibilitaram a formação de um panorama que levou à dedução de que o controle da adsorção de polímeros é de primordial importância para assegurar o sucesso duradouro desse tratamento à base de injeção de soluções poliméricas (Chiappa et al., 1999).
Considerando que a eficiência dos processos de recuperação de óleo é dependente das permeabilidades relativas e absolutas em qualquer parte de um reservatório, um modelo de rede para simular o meio poroso foi utilizado. Assim, levando em conta as estruturas dos espaços vazios do meio, as propriedades dos fluidos e o regime de fluxo, uma metodologia para prever permeabilidades relativas foi desenvolvida. A técnica desenvolvida foi usada para estimar a variação da fração do óleo no fluxo de saída e o índice de recuperação de óleo após o deslocamento do polímero. As previsões combinaram os dados experimentais disponíveis a partir do campo de petróleo Pokamasovskoena, na Rússia, onde o trabalho de injeção de polímero foi realizado. No modelo proposto, os espaços vazios da rede eram conectados por finos capilares simulando as gargantas dos poros. Tal método permitiu a obtenção de relações analíticas que levavam em consideração as propriedades dos fluidos e a configuração da estrutura dos poros. Uma das principais características do meio poroso, considerada nesse trabalho, é a função de distribuição dos raios dos capilares ou curva porosimétrica f(r)
(Glushko et. al., 1991),que satisfaz a condição:
= 1
O método desenvolvido por Maximenko pode ser usado para prever a sensibilidade das permeabilidades relativas a estes processos, bem como para fornecer uma estimativa da variação dos parâmetros macroscópicos que dependem das permeabilidades relativas (Maximenko e Kadet, 2000).
ocasionando sérios atrasos nos desenvolvimentos das injeções químicas realizadas em poços da China. Esse problema alavancou trabalhos como os de Niu e colaboradores em 2001, que propuseram a síntese de polímeros hidrofobicamente associativos, em que a estrutura apresentava uma cadeia molecular principal hidrofílica com poucos grupos laterais hidrofóbicos. As associações hidrofóbicas poderiam aumentar o volume hidrodinâmico aparente do polímero, o que provocaria um forte efeito no aumento da viscosidade da solução aquosa, além de melhorar significativamente a resistência à salinidade e à temperatura, quando comparada às poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas de alta massa molar, elevando a capacidade de recuperação do óleo em cerca de 6%(Niu et al., 2001).
Uma das dificuldades nas atividades de injeção de polímeros em meio poroso é a determinação da concentração dos polímeros nos efluentes durante os ensaios de adsorção dinâmica. Mezzomo e seus colaboradores, em 2002,utilizaram duas técnicas para a determinação das concentrações de poliacrilamidas nos efluentes. Na primeira delas, os efluentes foram analisados por um método reológico considerando a taxa de cisalhamento necessária para causar um torque constante de 70% em um reômetro rotacional (método isotorque). Em seguida, as taxas de cisalhamento foram convertidas em valores de
concentração de polímero, a partir de uma curva de calibração. Na segunda técnica, a concentração do polímero foi determinada pelo método tradicional comumente usado para poliacrilamidas, denominado bleach method. Neste método, a solução contendo polímero
passa por um tratamento com hipoclorito de sódio em meio ácido, e a turbidez resultante é analisada por espectrofotometria.Outro método de quantificação mencionado por Mezzomo é o da oxidação do íon iodo em presença de amido. Porém, esse método não tem sido recomendado por influenciar o grau de hidrólise do polímero durante os longos tempos exigidos para os testes em laboratório. Os resultados obtidos mostraram que a metodologia com base na reometria é a mais adequada a estas determinações por estar menos sujeita a variações do que as apresentadas pelo método fotométrico; este sofre interferências causadas pelos siltes das rochas e resíduos de óleo, que fazem com que ocorram consideráveis
dispersões nas concentrações determinadas (Mezzomo et al., 2002).
estendidas, minimizando o efeito devido à repulsão entre seus grupos carregados. Por sua vez, os polímeros não iônicos se encontram na forma enovelada. Devido a esta propriedade, os polieletrólitos, mesmo em soluções salinas, quando a viscosidade do meiotende a ser diminuída, ainda assim produzem soluções mais viscosas do que os polímeros não iônicos de massa molar semelhante.
Copolímeros contendo N,N-dimetilacrilamida (NNDAM)e 2-acrilamida-2-ácido
água doce e pelos espaços muito limitados nas plataformas. Bons resultados foram alcançados em ensaios em teste piloto de injeção conduzidos no campo SZ36-1 em Bohai Bay, na China. Nessa operação foi utilizado um polímero hidrofobicamente associativo resistente aos sais da salmoura e da água produzida, uma vez que as poliacrilamidas aniônicas convencionais, altamente sensíveis a cátions divalentes não poderiam ser aplicadas. Foi ainda desenvolvida uma unidade de injeção automática portátil, superando os problemas de espaço. Tal trabalho foi de grande relevância, pois demonstrou a viabilidade da injeção de polímero sob condições de produção em campos de petróleo offshore, podendo ser extrapolado para aplicações em
grande escala (Han et al., 2006).
A preocupação de alguns pesquisadores com relação aos sistemas usados para injeção de produtos químicos nas operações de recuperação de óleo residual residia no fato dos baixos rendimentos obtidos, devido à perda desses aditivos por adsorção sobre as rochas dos reservatórios, precipitação, e alterações resultantes na molhabilidade das rochas. Seu trabalho se constituiu no estudo da adsorção de tensoativos sobre minerais e seu efeito sobre a molhabilidade do mineral, assim como o papel de espécies minerais dissolvidos no sistema e uma discussão dos métodos para medir a molhabilidade de minerais. Em muitos casos, a mistura de tensoativos desempenharia melhor papel do que se fosse utilizado um único surfactante, devido ao efeito sinérgico e a capacidade de minorar os problemas de precipitação. Como a adsorção e molhabilidade também são afetados pela presença de aditivos inorgânicos, orgânicos ou poliméricos, cada um deles foi objeto de estudo. Silicatos, carbonatos e ligninas foram sugeridos como agentes de sacrifício, visando reduzir a adsorção do produto de interesse e melhorar o controle da molhabilidade. Concluiu-se que uma ampla discussão de todas as complexas interações envolvidas entre a rocha reservatório e o produto injetado deve ser realizada para a melhor eficiência da produção de óleo (Somasundaran e Zhang, 2006).
e, até o presente momento, poucos são os artigos que tratam das HAPAMs que contêm tanto grupos hidrofóbicos quanto carboxílicos(Zhu et al., 2007).
220°C (428°F), observou-se dispersão de argilas, gerando instabilidade das paredes do poço e a degradação dos compostos orgânicos. Para sanar os problemas nesse ambiente agressivo de perfuração um novo tipo de sistema de fluido de perfuração foi utilizado, o ODFS III, com novos aditivos resistentes a alta temperatura(Sun, Zhang e Zhao, 2009).
Em altas velocidades de fluxo no meio poroso, o comportamento das soluções aquosas de goma xantana é pseudoplástico, como relatado anteriormente (Chauveteau, 1981; Cannella, Huh e Seright, 1988; Seright, 2009). No entanto, a baixas velocidades em plugs curtos, essas
mesmas soluções continuam a apresentar comportamento pseudoplástico, embora fosse esperado um comportamento newtoniano a partir de dados obtidos em reômetros. Por sua vez, as soluções aquosas das poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas apresentam comportamento dilatante (também chamado pseudo-dilatante ou viscoelástico)com o aumento da velocidade de fluxo no meio poroso, propiciando também o aumento do fator de resistência (Seright et al., 2010).Em baixas velocidades no meio poroso, alguns autores relatam um comportamento
levemente pseudoplástico para as soluções de HPAM, enquanto outros indicam comportamento newtoniano. Para a goma xantana, as expectativas baseadas nas determinações de viscosidade implicam em um comportamento newtoniano para fluidos injetados no meio poroso a baixas velocidades. Fazendo uso do arenito Berea como meio
poroso, Seright e colaboradores correlacionaram o comportamento reológico das soluções aquosas de goma xantana e HPAM com a porosidade e permeabilidade do meio poroso. Além disso, os autores mostraram a existência de um inesperado fator de resistência alto a baixas taxas de injeção em plugs curtos (Seright et al., 2010).
Inserções de novos produtos no mercado tais como as poliacrilamidas parcialmente modificadas têm sido realizadas com o intuito de atribuir melhores desempenhos dos polímeros frente à temperatura, salinidade e álcalis. A adição de NaOH a essas poliacrilamidas tornaram-nas mais eficientes para o uso no deslocamento de óleos pesados, devido a sua melhor resistência à condições mais severas. Além disso, também contribui para maior viscosidade, quando comparado às soluções de polímeros convencionais. Testes de injeção usando soluções de álcali-polímeros mostraram um aumento de recuperação de óleo pesado de cerca de 30% com relação à injeção de água, obtido através de maior eficiência de varrido quando comparado aos métodos que empregam polímeros puros (Jung et al., 2012).
Polímeros como as poliacrilamidas hidrofobicamente modificadas (HAPAM) têm sido atualmente considerados como promissores candidatos para as operações de EOR ,por apresentarem grande potencial como modificadores reológicos(Zhang et al.,
convencional, observou-se que a primeira apresentou os fatores de resistência e de resistência residual maiores, entretanto, a viscosidade efetiva da HAPAM foi menor do que a do polímero convencional à mesma concentração de 2000ppm. Verificou-se também que a capacidade de retenção dinâmica da HAPAM é cerca de 2 vezes a apresentada pela HPAM, porém a eficiência no deslocamento de óleo é menor a concentração de 2000 ppm em modelos de plugs não consolidados (sand packs). A eficiência de deslocamento de óleo para a
4. REFERÊNCIAS
ABU-KHAMSIN, S. A. et al. Waterflooding in a tarmat reservoir laboratory model. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 9, n. 3, p. 251-261, 1993. ISSN 0920-4105.
GRAY, D. H.; REX, R. W. Formation Damage in Sandstones Causaed by Clay Dispersion and Migration. Fourtheenth National Conference on Clays and Clay Minerals. Univ. of California, Berkeley, Calif. 1966.
GUEDES, I. M. R. Minerais de argila de solos tropicais intemperizados. 2009.
HAN, M. et al. Application of EOR Technology by Means of Polymer Flooding in Bohai Oil Fields. SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition in China. 104432, S. Beijing, China 2006.
HARDT, R.; RODET, J.; PINTO, S. A. F. Characterization of Fontainebleau Sandstone Karst (Île de France, France). Anais do 31° Congresso Brasileiro de Espeleologia. ESPELEOLOGIA, S. B. D. Ponta Grossa - PR: 8 p. 2011.
HIRASAKI, G. J.; POPE, G. A. Analysis of Factors Influencing Mobility and Adsorption in thr Flow of Polymer Solution Through Porous Media. Society of Petroleum Engineers Journal, p. 337-346, 1974.
JENNINGS, R. R.; ROGERS, J. H.; WEST, T. J. Factors Influencing Mobility Control. Journal of Petroleum Technology, p. 391-401, 1971.
JONES, J.; FRANK, O. Influence of Chemical Composition of Water on Clay Blocking of Permeability. SPE Journal, v. 16, n. 4, p. 441 - 446, 1964.
JUNG, J. C. et al. Rheology and Polymer Flooding Characteristics of Partially Hidrolized Polyacrilamide for Enhanced Heavy Oil Recovery. Jounal of Applied Polymer Science, p. 4833 - 4839, 11 june 2012 2012.
KATZ, A. J.; THOMPSON, A. H. Quantitative Prediction of Permeability in Porous Rock. The American Physical Society, p. 8179-8181, 1986.
KHILAR, K. C.; FOGLER, H. S. The existence of a critical salt concentration for particle release.
Journal of Colloid And Interface Science, v. 101, n. 1, p. 214-224, 1984. ISSN 00219797 (ISSN).
KHILAR, K. C.; FOGLER, H. S.; AHLUWALIA, J. S. Sandstone water sensitivity: Existence of a critical rate of salinity decrease for particle capture. Chemical Engineering Science, v. 38, n. 5, p. 789-800, 1983. ISSN 00092509 (ISSN).
KULICKE, W. M.; BÖSE, N.; BOULDIN, M. The role of Polymers in Enhancedo Oil Recovery. In: G.A.STHAL e SCHULZ, D. N. (Ed.). Water -Soluble Polymers for Petroleum Recovery. United States of America: Plenum Press, 1987. cap. 1, p.1 -17.
LIAUH, W. W.; LIU, T. W. A Capilary Viscometer for the Study of EOR Polymers. Society of Petroleum Engeneers Journal, p. 1 - 15, 1984.
MAERKER, J. M. Shear Degradation of Partially Hydrolized Polyacrylamide Solutions. Society of Petroleum Engineers Journal, p. 311-322, 1975.
______. Mechanical Degradation of Partially Hydrolized Polyacrilamide Solutions in Unconslidated Porous Media. Society of Petroleum Engineers Journal, p. 172-174, 1976.
MARLE, C. M. Oil Entrapment and Mobilization. In: (Ed.). Critical Reports on Applied Chemitry - Basic Concepts in Enhanced Oil Recovering Processes. London and New York: SCI by Elsevier Applied Science, v.33, 1991. cap. 1, p.412.
MAXIMENKO, A.; KADET, V. V. Determination of relative permeabilities using the network models of porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 28, n. 3, p. 145-152, 11// 2000. ISSN 0920-4105.
MELO, M. A. et al. Evaluation of Polymer - Injection Projects in Brasil. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. ENGINEERS, S. O. P. Rio de Janeiro - Brazil 2005.
MEZZOMO, R. F.; LUVIZOTTO, J. M.; PALAGI, C. L. Improved Oil Recovery in Carmopolis Field : R&D and Field Implementations. SPE - Reservoir Evaluation & Engineering, v. 4, n. 1, p. 4 -10, February -2001 2001.
MEZZOMO, R. F. et al. A new approach to the determination of polymer concentration in reservoir rock adsorption test. 13ª Synposium on Improved Oil Recovery. INC., S. P. E. Tulsa - Oklahoma: SPE International: 6 p. 2002.
MOHAN, K. K. et al. Water sensitivity of sandstones containing swelling and non-swelling clays.
Colloids and surfaces A:, v. 73, p. 237 - 254, 1993.
MORAES, M. A. S.; DE ROS, L. F.Infiltrated clays in fluvial Jurassic sandstones of Reconcavo Basin, northeastern Brazil.Journal Sedimentary Petrology, v. 60, p. 809 - 819, 1990.
MORAES, M. A. S. R., L.F. Depositional, InfiltradandAuthigenic Claysin Fluvial Sandstonesofthe Jurassic SERGI Formation, Reconcavo Basin, Northeastern Brazil. In: PITMAN, D. W. H. A. E. D. (Ed.). Origin, Diagenesis and Petrophysical of Clay Minerals in Sandstones: SEPM, v.47, 1992. p.197 - 208.
MUNGAN; NECMETTIN. Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity. SPE Journal, v. 17, n. 12, p. 1449 - 1453, 1965.
MUNGAN, N.; MOORE, E. J. Certain Wettability Effects on Electrical Resistivity in Porous Media.
NIU, Y. et al. Research on Hydrophobically Associating water-soluble polymer used for EOR. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 13-16 February 2001, . INC., S. O. P. E. Houston, Texas: Society of Petroleum Engineers: 1-4 p. 2001.
PYE, D. J. Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility. Journal of Petroleum Thechnology, p. 911-916, 1964.
SABHAPONDIT, A.; BORTHAKUR, A.; HAQUE, I. Water Soluble Acrylamidomethyl Propane Sulfonate (AMPS) Copolymer as an Enhanced Oil Recovery Chemical. Energy & Fuels, v. 17, n. 683-688, 2003.
SANTOS, J. P. Determinação do teor de Ilita em Argilominerais Interestratificados a Partir da Análise do Potássio Total. Sitientibus. Feira de Santana. 18: 127 - 141 p. 1998.
SANTOS, P. S. Tecnologia de Argilas - Fundamentos. São Paulo: Edgard Blucher, 1975.
SPAIN, D.; TROOST, S.; GOLOMBOK, M. Shear induced structure additives and nonlinear pressure drop effects in permeable flow. Journal of Colloid and Interface Science, v. 338, n. 1, p. 261-265, 2009. ISSN 0021-9797.
SUN, Y.; ZHANG, Y.; ZHAO, J. Organosilicon Drilling Fluid System for HT Deep Gas Wells. SPE Western Regional Meeting. San Jose, California, USA: Society of Petroleum Engineers 2009.
TAYLOR, K. C.; NASR-EL-DIN, H. A. Water-Soluble Hydrophobically Associating Polymers for Improved Oil recovery: A Literature Review. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. 29008, S. San Antonio, TX, U.S.A. 1998.
TEEUW, D.; HESSELINK, F. Power Law flow and hydrodynamic behaviour of biopolymer solutions in porous media. SPE Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium. ENGINEERS, S.-S. O. P. Stanford, California 1980.
THOMAS, J. E. Fundamento de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro - brasil: Editora interciência, 2001. 267.
VAN DYKE, K. Fundamentals of Petroleum. Austin, texas: The University of Texas at Austin, 1997.
WILLHITE, G. P.; UHL, J. T. Correlation of the flow of Flocon 4800 biopolymer with polymer concentration and rock properties in berea sandstone. In: SOCIETY, A. C. (Ed.). Water - soluble
polymers for petroleum recovery. New York and London: Plenum press, 1986. cap. 5,
ZHANG, P. et al. Effective Viscosity in Porous Media and Applicable Limitations for Polymer Flooding of an Associative Polymer Oil & Gas Science and Technology, p. 1 - 9, 2013.
5. ARTIGO I
Comparative study between Botucatu and
Berea
sandstone
properties
*Oldemar Ribeiro Cardoso1;Rosangela de Carvalho Balaban1
Federal University of Rio Grande do Norte- UFRN - Laboratory of Petroleum Research, LAPET Institute of
1. INTRODUCTION
Some theories concerning the particles migration through the porous medium were being developed over the past decades, with the Berea sandstone as porous medium. One of
these theories was the result of two major works of Jones(Jones e Frank, 1964) where, in one of them the salt concentration in the aqueous medium decreases in a single transition. On the other, the concentrations of salts were slowly diminished in several stages during the flow. In both articles, the goal was to elucidate how the decrease in saline concentrations could affect the permeability of a rock. According to his observations, the reduction in permeability was significantly lower in the trial where salinity changes occur slowly, than when radically decreased in one single step.
In another work, where salinity was decreased continuously through the use of a permanent dilution vessel and subjected to constant stirring, similar results (Mungan e Necmettin, 1965) were reached. From these studies, it was considered that there would be no release of clay particles when saline concentration was slowly decreased (Jones e Frank, 1964; Mungan e Necmettin, 1965). To Jones (Jones e Frank, 1964), the osmotic pressure developed between the difference in the salt concentration in the spaces among the clay particles and the solution would be responsible for the release of particles, meaning that if the difference between the solutions salinities were small, the osmotic pressure generated would also be too small to be able to release particles.
block the pore throats significantly depends on the suspended particulates concentration. During an abrupt drop in salinity, particles are released quickly. A large number of clay particles in suspension end up creating the "Log-Jam" effect in pores throat, but when salt
concentrations are slowly decreased, the particles are also slowly released over a long period of time and therefore the "Log-Jam" effect may not occur.
So far, the studies published have sought explanations for phenomenon related to permeability loss due to the particles migration in sandstones free of expansive clays. However, the natural formations present both non-expansive and expansive clays (Mohan et al., 1993).
The clays most commonly found are the smectites, kaolinites and ilites, and there are three main situations in which the clays individually or combined can cause damage to the formation and, therefore, reduction in permeability(Santos, 1975).
In Figure 1 are represented schematically the structures of three clays.
with emphasis on the Botucatu sandstone phase.
2. EXPERIMENTAL
2.1. BOTUCATU AND BEREA ROCK FORMATION SAMPLES CHARACTERIZATION
The testimonies of Botucatu rock used in this work were extracted in the form of cylindrical plugs from rock blocks of the Paraná basin, Botucatu formation (PR, Brazil). In turn, the Berea sandstone cylindrical plugs were acquired from Cleveland Quarries (USA).
The plugs permeability and porosity were determined through a Nitrogen permeameter and a Helium porosimeter, both from Corelab.
Mercury intrusion analyses, for both Botucatu and Berea sandstones, were executed in the Quantachrome, PoreMaster model 33 mercury intrusion porosimeter at ambient temperature. Sandstone samples with 0.5 cm in diameter and 1.0 cm long dimensions were placed in a hermetic magazine. Gradually, by using a pump, the pressure was increased, displacing the mercury to inside the sample pores. As soon as the mercury intrusion volume was constant, the procedure was stopped, avoiding the sandstone walls fracture.
(concludes)
Salt Concentration [mg/L]
KCl 407,2
NaHCO3 208.6 NaCl 29098.3 Total 38006.0 pH = 7.4 ; viscosity at 25oC = 0.8903cP
2.3. CRITICAL SALT CONCENTRATION (CSC) DETERMINATIONUSING SSW
For the brine flooding it was used the displacement system composed of devices like the schematic diagram showed in norm API/63, and described in Figure 4.
Several porous volumes of dilute brine were injected at rate of 2.0 mL/min. Initially, it was injected brine with salinity of 3,000 ppm into Berea and Botucatu sandstones, to make
sure that the pressure would be remained steady. When the steady state was reached new injections of brines at 2,500; 2,000 and 1,500 ppm were performed, and so forth dilutions continued until an abrupt decrease in permeability was observed. The permeability was calculated using Darcy's law, which in this case takes the following form, highlighting the superficial velocity of fluid (V) (Equation 1).
= V =
Equation 1Where,
V - Superficial velocity of fluid (cm/day) q - Volumetric flow rate (cm3/day)
2.5 IONS CHARGES EFFECT IN THE BOTUCATUSANDSTONEPERMEABILITY (ICE)
Using the same apparatus applied in the CSC determination, this test was performed for CaCl2. 2H2O, MgCl2. 6H2O, NaCl and KCl. The first three are the largest concentration in the SSW and KCl is another monovalent cation. It was used 1.5 M concentrations for all solutions. The ICE test was carried out flowing single salt solution through the sandstone core, at ambient temperature, and the concentration was rapidly decreased from 1.5 M to zero (fresh water).
3. RESULTS AND DISCUSSION
3.1 POROSITY AND GAS PERMEABILITY
Tables 3 and 4 present the plugs petrophysics characterization employed in this study. The Botucatu plugs showed porosity in the range of 22 to 31% and permeability in the range 192 to 2410 mD, while the Berea plugs showed porosity and permeability on tracks of 10 to
19 percent and 19 to 101 mD, respectively. From the permeability results, the plugs were selected for the rock-fluid interactions evaluations shown below.
3.2. MERCURY INTRUSION POROSIMETRY (MIP)
In Figures 5 and 6, the results of mercury intrusion in the Berea and Botucatu sandstone are
shown respectively, while in Table 5 the values of main parameters obtained through this technique are presented.
(c)
finding is due to the hysteresis formation that, although it has been observed in both sandstones, was sharper in Berea. The hysteresis presence in Figures 5 (b) and 6 (b) indicates
that a certain amount of mercury was able to leave the sample when the intrusion pressure was ceased. In the case of Berea, it was found that a greater amount of mercury remained
trapped in the pores, which is represented by the distance between extrusion and the intrusion curve, when compared to equivalent curves obtained for the Botucatu sandstone.
It is important to consider the misperception that this method could induce particularly with respect to micropores (which should be overestimated) since the assigned pressure is proportional to the pore size. If the pores are "too big", but with a very small throat (ink-bottle), the interpretation can be similar of large amount of micropores when in fact we can have a few meso and macropores (Kaufmann, Loser e Leemann, 2009).
In Figure 6 (c) the Botucatu sandstone (Bo 35 C1) with permeability 358mD and 28% porosity, presented pore size distribution ranging from 10 to 1000 µm. From Figure 6 (d) is found that the pores in the size range between 40 and 90 µm account for over 70% of pores volume of the sandstone and, although not as large pores, considering this distribution curve, these are present in sufficient to provide about 80% of all mercury intruded quantities. In the case of Berea, 70% of the total volume of voids are included in the range of pore sizes
3.4. CRITICAL SALT CONCENTRATION (CSC) DETERMINATION USING SSW
In the determination sequence of CSC, sought to verify how the salinity speed reduction of the solutions would affect the Botucatu sandstone behavior in relation to a greater or lesser amount of small particles "detached" from the pores walls. Some researchers have come to the conclusion that this rate has considerable influence in the colloidal particles release and peptization, called fines, and consequent permeability loss in Berea sandstone (Gray e Rex,
1966a). However, one should not rule out the possibility that, even with the rapid release of particles, there is no loss of permeability if the sandstone is opened, which could hinder the particles agglomeration and thus the effects of "Log-Jam" would not be perceived.
3.4.1. Checking for the presence and cleaning of unconsolidated material inside the samples
At the beginning of the process for Botucatu plug, even being used the SSW with salinity of 38,000 ppm as injection fluid, the particles displacement was observed, which, probably, were completely unconsolidated or very weakly attached inside the plug. These particles, displaced by the flow, can lodge in the pore throats, causing increase in pressure, which requires that a characteristic stabilization time be respected for each type of testimony, as shown in Figure 8. From that point on, the absence of particles in the effluent is verified, which can prevent the clusters formation within the pores. This phenomenon is called "Log - Jam" effect, observed in certain situations and outlined in Figure 9.
The "Log-Jam" effect usually has temporary character and can be undone with the fluid
flow continuity or with its inversion. Visually, these particles are detected in effluents by the turbidity observation and, often, as precipitates.
After injection of some SSW porous volumes, which in this particular case was of the order of 240 PV, in the course of about 20 hours of continuous injection, the solution became clear and no more particles were observed in the effluent brine.
The presence of these unconsolidated particles, although quite frequent, has not been verified in all plugs of Botucatu sandstone. As expected, also did not occur in the Berea plugs
Figure 10 - Permeability reduction mechanisms caused by clays in porous medium. (a) Migration: changes in ionic conditions may cause the release of clays from pore walls resulting in pore blockage. (b) Swelling: changes in ionic conditions may cause swelling of clays lining the pores and reduce cross-sectional area for flow. (c) Swelling-induced migration: changes in ionic conditions may cause swelling of clays lining the pore walls and dislodge fines in the process
In Figure 10 (a), the permeability reduction takes place by the non-expansive particles release and migration, which extricate from the pores walls and can be captured by their, causing blocking. This type of permeability reduction occurs when there are unconsolidated particles in the porous medium and is called migration. In Figure 10 (b), the change in ionic conditions cause the "swelling" of the Montmorillonite type expandable clays impregnated in the pores
Fig. 11 - Normalized permeability for (a) Berea Be9-2I and (b) Botucatu Bo49-C2-2I sandstones forward to the
concentration of injected fluids
It was observed that even free swelling clays sandstones (Berea) could suffer the effects of
low salinity fluids, probably due to the migration of fine particles inside the core. This effect can occur in Berea as well as in Botucatu sandstones, but at different salinities.
in salinity occurred slowly, the SSW salinity (38,000 ppm) is sufficiently strong (ionic strength of 0.7) to avoid the permeability loss due to particles release on the Berea and the
Botucatu sandstones.
3.4.3. Salinity abrupt decrease effect on the Botucatu sandstone permeability loss
Figure 12 shows the SSW injection in Botucatu sandstones plugs with different permeabilities, where fluid salinity suffered a quick decline. In Figure 12(a), it was used a plug of permeability 170mD, while in Figure 12(b), was employed a plug with permeability of 358 mD. Therefore, plug (a) is three times more compressed than plug(b).
the plug), there is a decrease in permeability, as soon as the SSW changes (brine with 38000 ppm) for fresh water. As seen in 3.4.1, the SSW salinity level prevents any kind of clays expansion. Therefore, all the effects of permeability losses and gains may be attributed to the release and migration, i.e. due to the movement of no swelling clay particles or other minerals, when the salt concentration is below its critical concentration. Thus, in both cases, occurs the particle release due to the electrical double layer expansion phenomenon.
3.4.4. SSW ions charge effect on Botucatu sandstone permeability
Mohan et al. (Mohan et al., 1993)verified that the flow of calcium chloride and magnesium
chloride solutions through a specific sandstone does not cause damage, even showing greater hydration radius than sodium. This property was attributed to the higher charge of calcium and magnesium ions, which cause the effective hydration energy per unit of charge to be lower than that of sodium.
4. CONCLUSIONS
With some variations, the Botucatu sandstone behavior proved to be quite similar to the Berea sandstone, with not expansive clays in its composition. During Critical Salt
Concentration determination, the basic difference was observed as regards sensitivity to changes in salinity. This difference asks for greater care during the proceedings. However, nothing has been detected that could disapprove the use of Botucatu sandstone. The velocity of salinity decrease, although affect the particles concentration in solutions, showed total irrelevance on permeability loss, giving a strong credit to the porous medium architecture, defined through the porosity, pore size distribution and amount of throats, tortuosity and porous medium connectivity. The Critical Salt Concentration (CSC) is an important parameter for both sandstones analyzed. The similarities between the behaviors presented by Berea and
Botucatu sandstones in this work were even more understandable with the DRX analyses, in which was not detected any peak that could indicate the presence of Montmorillonite expansive clay. In summary, all the results obtained in this work make the Botucatu sandstone perfectly reliable to laboratory development involving porous medium displacement.
5. ACKNOWLEDGEMENTS
The authors are grateful to:
6. REFERENCES
ABU-KHAMSIN, S. A. et al. Waterflooding in a tarmat reservoir laboratory model. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 9, n. 3, p. 251-261, 1993. ISSN 0920-4105.
AMYX, J. W.; BASS, D. M.; WHITING, R. L. Estimating Shear Rates in Cores. In: (Ed.).
Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used in Oil Recovery Operations. Washgnton DC: API, 1990. cap. 3.7.7, p.31.
AZEVEDO, A. A. B.; PRESSINOTTI, M. M. N.; MASSOLI, M. Estudos Sedimentológicos das Formações Botucatu e Piranbóia na região de Santa Rita do Passa Quatro-SP. São Paulo, v. 2, n. 1, p. 31 - 38, 1981.
BARTELDS, G. A.; BRUNING, J.; MOLENAAR, J. The Modeling of Velocity Enhancement in Polymer Flood. Transport in Porous Media, v. 26, p. 75 - 88, 1997.
BAUDRACCO, J.; AOUBOUAZZA, M. Permeability Variations in Berea and Vosges Sandstone
Submitted to Ciclic Temperature Percolation of Saline Fluids. Geothermics, v. 24, n. 5, p. 661 - 677, 1995.
CANNELLA, W. J.; HUH, C.; SERIGHT, R. S. Prediction of Xanthan Rheology in Porous Media. 63rd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers. 18089, S. Houston, October 2-5, 1988 1988.
CARDOSO, O. R.; BALABAN, R. C. Comparative study of the Botucatu and Berea Sandstones
Properties. 2014.
CAUDLE, B. H.; WITTE, M. D. Production Potential Changes During Sweep-Out in a Five-Spot SystemAuthors. Journal of Petroleum Technology, v. 12, n. 12, p. 3, December 1959 1959.
CHANG, M. R. C.; WU, F. T. Estudo Mineralógico dos Arenitos das Formações Pirambóia e Botucatu no Centro-Leste do Estado de São Paulo. Rev. I.G., v. 13, n. 1, p. 58-68, 1992.
CHAUVETEAU, G. Molecular Interpretation of Several Different Properties of Flow of Coiled Polymer Solutions Through Porous Media in Oil Recovery Conditions. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Texas: Society of Petrleum Engineers of AIME: 14 p. 1981.
CHAUVETEAU, G.; KOLHER, N. Influence of Microgels in Polysaccharides Solutions on Their Flow Behavior Though Porous Media. Society of Petroleum Engineers Journal, p. 361-368, 1984.
CHAUVETEAU, G.; TIRRELL, M.; OMARI, A. Concentration dependence of the effective viscosity of polymer solutions in small pores with repulsive or attractive walls. Journal of Colloid and
CHIAPPA, L. et al. Polymer adsorption at the brine/rock interface: the role of eletrostatic interactions and wettability. Journal of Petroleum Science & Engineering, v. 24, p. 113 - 122, 1999.
DELPECH, M. C.; OLIVEIRA, C. M. F. Viscometric study of poly(methyl methacrylate-g-propylene oxide) and respective homopolymers. Polymer Testing, v. 24, n. 3, p. 381-386, 5// 2005. ISSN 0142-9418.
DUDA, J. L.; HONG, S. A.; KLAUS, E. E. Flow of polimer solution in Porous Media: Inadequacy of the Capillary Model. Ind. Eng. Chem. Fundam., v. 22, p. 299 - 305, 1983.
GESICKI, A. L. D. Evolução diagenética das Formações Pirambóia e Botucatu. 2007. 175 (Doutorado). Instituto de Geociências, Universidade de São Paulo
