UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
RODRIGO GONÇALVES VAZ
EFEITOS DA DISSOLUÇÃO NA POROSIDADE E NA
PERMEABILIDADE DE DOLOMITOS DURANTE A INJEÇÃO DE
ÁGUA CARBONATADA
CAMPINAS
2017
RODRIGO GONÇALVES VAZ
EFEITOS DA DISSOLUÇÃO NA POROSIDADE E NA
PERMEABILIDADE DE DOLOMITOS DURANTE A INJEÇÃO DE
ÁGUA CARBONATADA
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de Reservatórios e Gestão.
Orientador: Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan
Este exemplar corresponde à versão final da Dissertação defendida pelo aluno Rodrigo Gonçalves Vaz e orientada pelo Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan.
________________________________ Assinatura do Orientador
CAMPINAS
2017
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Vaz, Rodrigo Gonçalves,
V477e VazEfeitos da dissolução na porosidade e na permeabilidade de dolomitos durante a injeção de água carbonatada / Rodrigo Gonçalves Vaz. – Campinas, SP : [s.n.], 2017.
VazOrientador: Osvair Vidal Trevisan.
VazDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.
Vaz1. Dissolução. 2. Dióxido de carbono. 3. Carbonatos. 4. Porosidade. 5. Permeabilidade. I. Trevisan, Osvair Vidal,1952-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Dissolution effects on porosity and permeability of dolostones
during carbonated water injection
Palavras-chave em inglês: Dissolution Carbon dioxide Carbonates Porosity Permeability
Área de concentração: Reservatórios e Gestão
Titulação: Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Banca examinadora:
Osvair Vidal Trevisan [Orientador] Antônio Carlos Bannwart
André Luiz Martins Compan
Data de defesa: 21-07-2017
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
EFEITOS DA DISSOLUÇÃO NA POROSIDADE E NA
PERMEABILIDADE DE DOLOMITOS DURANTE A INJEÇÃO DE
ÁGUA CARBONATADA
Autor: Rodrigo Gonçalves Vaz
Orientador: Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação: Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan
DE / FEM / UNICAMP
Prof. Dr. Antônio Carlos Bannwart DE / FEM / UNICAMP
Dr. André Luiz Martins Compan PETROBRAS
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
DEDICATÓRIA
AGRADECIMENTOS
À minha família por terem sempre me incentivado e me apoiado incondicionalmente. Em especial, aos meus avós, pelo imensurável carinho e participação na minha formação.
Ao meu orientador, professor Dr. Osvair Vidal Trevisan, pela disponibilidade, boa vontade, apoio e amizade ao longe destes dois anos.
À pesquisadora Érika, pela amizade e pelo constante apoio ao longo da realização de todo o trabalho, mesmo nos maiores desafios.
Ao meu colega, Rafael Núñez, pela amizade, trabalho em equipe e a contribuição ao longo da pesquisa.
À pós-doutoranda Janeth Vargas, por ajudar com as simulações e compartilhar comigo sua vasta experiência no assunto.
À minha colega, Emília, pela ajuda e grande amizade.
Ao mestre Euclides Bonet, pelo interesse em ajudar e pelas sugestões que enriqueceram a pesquisa.
Ao técnico Henrique, pela sua infindável paciência e boa vontade em transmitir para mim os conhecimentos indispensáveis para o sucesso do trabalho em laboratório.
Aos técnicos Washington e Welington pelo apoio prestado, sempre que preciso.
Aos pesquisadores Alessandra e Nilo, ao pós-doutorando Eddy e ao doutorando Luis Pires, pelo apoio, disponibilidade e amizade.
Aos técnicos Leandro e Marta, pelo apoio, companhia e amizade.
Ao Ricardo Freitas pelo incansável interesse e esforço para tornar este trabalho o melhor possível.
A todos os queridos amigos que me acompanharam e ensinaram-me ao longo desta jornada. Levarei esses aprendizados para a minha vida inteira, e sempre pensarei em vocês com muito carinho.
Á Divisão de Engenharia de Petróleo e ao Centro de Estudos de Petróleo, pela estrutura, e aos seus funcionários, por ajudarem a tornar estas instituições a grande referência que são.
À Universidade Estadual de Campinas, pela excelente estrutura.
À Petrobras, por ceder informações importantes para a realização da pesquisa.
À Repsol Sinopec Brasil, pelo apoio financeiro imprescindível na realização deste trabalho.
RESUMO
Alguns reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro, que constitui uma das mais importantes reservas de hidrocarbonetos recentemente descobertas a nível mundial, apresentam alto conteúdo de CO2 no petróleo. Durante sua exploração, a grande quantidade
de CO2 produzida deverá ser reinjetada nos reservatórios como uma alternativa à emissão do
gás para a atmosfera. A injeção de água carbonatada (Carbonated Water Injection - CWI) é uma das maneiras de realizar a injeção de CO2 em reservatórios. Entretanto, a mistura entre
H2O e CO2 produz ácido carbônico (H2CO3) que, em um reservatório carbonático, reage com
a rocha e causa alterações em sua porosidade e permeabilidade. O presente trabalho teve como objetivo investigar experimentalmente os efeitos da dissolução na porosidade e na permeabilidade de dolomitos durante a CWI. Com o emprego de três condições experimentais diferentes, os ensaios realizados procuraram reproduzir o escoamento da água carbonatada no meio poroso em duas regiões distintas de um reservatório – próxima e distante do poço injetor –, sob temperatura de 70°C e pressão variando entre 7500 e 8500 psi. Nos ensaios experimentais representativos da região próxima ao poço injetor, uma salmoura totalmente saturada com CO2 foi injetada nas amostras a uma alta vazão de injeção (2cm³/min), enquanto
que, para a região distante do poço injetor, uma salmoura de composição simulada (projetada para 100 metros do poço injetor) foi escoada através dos testemunhos a uma baixa vazão de injeção (0,2 cm³/min). Com o objetivo de refinar a coleta de dados, em cada ensaio experimental utilizaram-se duas amostras distintas arranjadas em série. A evolução da porosidade ao longo dos experimentos foi acompanhada com o auxílio de Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). Os resultados de TC mostraram que a porosidade dos dolomitos aumentou significativamente nos primeiros centímetros da rocha a partir do ponto de injeção, onde o fenômeno da dissolução foi mais intenso. Após esta região inicial, os fenômenos de dissolução e precipitação passaram a coexistir e, em geral, a porosidade foi pouco alterada. Isso indica que a água carbonatada injetada dissolveu a região da rocha próxima ao ponto de injeção e rapidamente aproximou-se do equilíbrio químico com o dolomito, perdendo o potencial de causar mudanças significativas ao longo do restante das amostras. Constatou-se, também através de TC, que há uma tendência a ocorrer dissolução mais intensa em regiões de alta porosidade inicial e precipitação mais significativa em regiões de baixa porosidade inicial, o que comprova a influência importante que a estrutura inicial do meio poroso exerce sobre a forma como ocorre a reação rocha-fluido. Transdutores de pressão
foram utilizados para registrar a queda de pressão sofrida pelo fluido injetado ao atravessar as amostras, permitindo o acompanhamento da permeabilidade das rochas ao longo dos experimentos. Os resultados mostraram que a permeabilidade tendeu a manter-se constante ou decrescer em regiões distantes do ponto de injeção. Amostras de efluentes foram coletadas durante os experimentos para posterior análise de concentração de íons via Cromatografia Iônica (CI). Os resultados de CI sugerem a ocorrência de dissolução e troca iônica envolvendo os íons Ca2+ e Mg2+ na superfície do dolomito.
Palavras Chave: injeção de água carbonatada, dissolução de carbonatos, dolomita, mudança na porosidade, mudança na permeabilidade
ABSTRACT
Some of the Brazilian Pre-Salt carbonate reservoirs, which are one of the most recent and important oil reserves discoveries worldwide, present high CO2 content in petroleum. During
the exploration of these petroleum fields, large volumes of CO2 might be reinjected into the
reservoirs in order to avoid its emissions to the atmosphere. Carbonated Water Injection (CWI) is one way of performing CO2 injection into reservoirs. However, the mixture of H2O
and CO2 produces carbonic acid (H2CO3) that reacts with the porous medium of carbonate
reservoir, leading to changes in rock porosity and permeability. This research aimed to investigate experimentally the dissolution effects on porosity and permeability of dolostone during CWI. Using three distinct experimental conditions, the tests aimed to reproduce carbonated water flow in dolostone porous media at high pressure (7500 to 8500 psi) and temperature (70°C) and at two different regions of a reservoir: near the injection well and far from it. In the experiments representive of the first case (near the injection well), brine fully saturated with CO2 was injected into the dolomite samples at high injection flow rate
(2cm³/min), while in the second case (far from injection well), brine with simulated composition (projected to 100 meters from the injection well) was injected into the cores at a low injection flow rate (0.2 cm³/min). To improve data acquisition, each flow-through experiments were executed with two distinct dolomite samples arranged in series. Porosity evolution during experiments was evaluated using X-ray Computerized Tomography (CT). CT results showed that dolomite porosity considerably increased within the first centimeters from the injection point, where dissolution phenomenon was stronger. From this region on, dissolution and precipitation phenomenon coexisted, and porosity did not change very much. This indicates that carbonated water dissolved the rock near the injection point and rapidly reached chemical equilibrium with dolomite, and so it lost its potential to cause significant changes in porosity along the rest of the samples. CT also showed that stronger dissolution has a tendency to occur in higher initial porosity regions, and precipitation is more likely to happen in regions with lower initial porosity. This proves that initial structure of dolomite porous media plays an important role in the fluid-rock reaction. Pressure transducers registered fluid pressure drop across samples, allowing the assessment of permeability during experiments. Results showed that permeability tended to remain unchanged or to decrease in regions far from the injection point. Fluid samples collected during experiments allowed the
determination of ion concentration using Ion Chromatography (IC). IC results indicated the occurrence of dissolution and ionic exchange between Ca2+ e Mg2+ on dolomite surface.
Keywords: carbonated water injection, carbonate dissolution, dolomite, change in porosity, change in permeability
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 2.1: Efeito do valor do número de Damköhler na geometria da rede de canais gerada
pela dissolução. Fonte: Hoefner et al., (1988) ... 26
Figura 3.1: Gradiente de pressão esperado no poço injetor. Estimativa realizada considerando um fluxo radial no reservatório de interesse. ... 35
Figura 3.2: Extrator Soxhlet: equipamento utilizado para a limpeza das amostras de rocha. .. 38
Figura 3.3: Amostras de dolomitos utilizadas nos experimentos: (A) cimentadas e (B) lixadas. ... 38
Figura 3.4: Paquímetro Starrett. ... 39
Figura 3.5: Balança analítica de precisão Adventurer OHAUS. ... 39
Figura 3.6: (A) Porosímetro e (B) permeabilímetro a gás. ... 40
Figura 3.7: Tomógrafo médico Siemens (4ª geração). ... 41
Figura 3.8: Transdutor de pressão n-Vision – Crystal...44
Figura 3.9: Procedimento de preparação da salmoura sintética: (A) homogeneização de sais, (B) filtração da salmoura e (C) desaeramento da salmoura... 45
Figura 3.10: Esquema mostrando os principais passos utilizados para preparar a salmoura sintética carbonatada... 46
Figura 3.11: Dispositivo mecânico para promover a mistura da salmoura enriquecida com CO2. ... 46
Figura 3.12: Preparação da salmoura sintética carbonatada simulada: injeção controlada do CO2 na salmoura. ... 49
Figura 3.13: Esquema mostrando o aparato experimental utilizado para a realização dos ensaios. ... 52
Figura 3.14: Aparato experimental em execução montado sobre a mesa do tomógrafo. ... 52
Figura 3.15: Etapas da montagem do porta-testemunho: (A) posicionamento da amostra nos entre os difusores; (B) proteção com fita teflon; (C) proteção com papel alumínio; (D) posicionamento do termo-retrátil; e (E) inserção da amostra na borracha. ... 53
Figura 4.1: Variação de massa nas amostras dos testes 1A, 1B e 1C, definida com balança analítica de precisão... 58
Figura 4.2: Variação de porosidade nas amostras dos testes 1A, 1B e 1C. Medições realizadas com o porosímetro a gás. ... 58
Figura 4.3: Variação de permeabilidade nas amostras dos testes 1A, 1B e 1C. Valores obtidos através do permeabilímetro a gás. ... 58
Figura 4.4: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH1 do experimento 1A. ... 60
Figura 4.5: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH2 do experimento 1A. ... 60
Figura 4.6: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH1 do experimento 1B. ... 61
Figura 4.7: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH2 do experimento 1B. ... 61
Figura 4.8: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH1 do experimento 1C. ... 61
Figura 4.9: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH2 do experimento 1C. ... 62
Figura 4.10: Imagens de TC referentes a uma mesma seção transversal da amostra do CH1 do teste 1A: no início (à esquerda) e no fim (á direita) do ensaio experimental. ... 62
Figura 4.11: Evolução da porosidade (normalizada) em função dos volumes porosos injetados no experimento 1A. ... 63 Figura 4.12: Evolução da porosidade (normalizada) em função dos volumes porosos injetados no experimento 1B. ... 63 Figura 4.13: Evolução da porosidade (normalizada) em função dos volumes porosos injetados no experimento 1C. ... 64 Figura 4.14: Evolução da permeabilidade (normalizada) da amostra CH1 ao longo do experimento 1A, em função dos volumes porosos injetados... 66 Figura 4.15: Evolução da permeabilidade (normalizada) da amostra CH1 ao longo do experimento 1B, em função dos volumes porosos injetados. ... 66 Figura 4.16: Evolução da permeabilidade (normalizada) das amostras CH1 e CH2 ao longo do experimento 1C, em função dos volumes porosos injetados. ... 67 Figura 4.17: Concentração de íons na água produzida no teste 1A, obtida através de cromatografia iônica. ... 69 Figura 4.18: Concentração de íons na água produzida no Teste 1B, obtida através de cromatografia iônica. ... 70 Figura 4.19: Variação de massa, porosidade e permeabilidade nas amostras do experimento 2, definida com balança analítica de precisão, porosímetro e permeabilímetro a gás, respectivamente. ... 71 Figura 4.20: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH1 do experimento 2. ... 72 Figura 4.21: Distribuição espacial da porosidade inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH2 do experimento 2. ... 73 Figura 4.22: Evolução da porosidade (normalizada) em função dos volumes porosos injetados no experimento 2 ... 74 Figura 4.23: Evolução da permeabilidade (normalizada) da amostra CH1 ao longo do experimento 1, em função dos volumes porosos injetados. ... 75 Figura 4.24: Variação de massa, porosidade e permeabilidade nas amostras do experimento 3, definida com balança analítica de precisão, porosímetro e permeabilímetro a gás, respectivamente. ... 76 Figura 4.25: Distribuição espacial da porosidade absoluta inicial, intermediária e final ao longo do comprimento da amostra CH1 do experimento 3. ... 78 Figura 4.26: Distribuição espacial da porosidade absoluta inicial e final ao longo do comprimento da amostra CH2 do experimento 3. ... 78 Figura 4.27: Evolução da porosidade (normalizada) em função dos volumes porosos injetados no experimento 3. ... 79 Figura 4.28: Evolução da permeabilidade (normalizada) das amostras CH1 e CH2 ao longo do experimento 3, em função dos volumes porosos injetados. ... 81 Figura 4.29: Concentração de íons na água produzida no Teste 3, obtida através de cromatografia iônica. ... 82
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Condições experimentais dos ensaios... 36 Tabela 2: Coeficiente de atenuação dos fluidos utilizados durante o procedimento de tomografia. Valores determinados experimentalmente (*estimado). ...43 Tabela 3: Composição da salmoura sintética...45 Tabela 4: Composição da salmoura sintética simulada projetada a 100 metros do poço injetor. ... 47 Tabela 5: Estimativa de viscosidade dos fluidos utilizados nos ensaios experimentais através das correlações de McBride-Wright (2015). ...50 Tabela 6: Propriedades (pré e pós-experimento) das amostras utilizadas nos testes 1A, 1B e 1C. ...57 Tabela 7: Propriedades (pré e pós-experimento) das amostras utilizadas no teste 2. ... 71 Tabela 8: Propriedades (pré e pós-experimento) das amostras utilizadas no teste 3. ...76 Tabela 9: Incerteza relativa acumulada nos valores de permeabilidade calculados para os ensaios experimentais realizados. ...89
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
BET Análise Brunauer-Emmett-Teller DRX Difratometria de Raios-X
EOR Enhanced Oil Recovery
CENPES Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello CEPETRO Centro de Estudos de Petróleo
CH Core-holder (porta-testemunho) CH1 Primeiro core-holder
CH2 Segundo core-holder CI Cromatografia Iônica CWI Carbonated Water Injection
LRAC Laboratório de Recursos Analíticos e de Calibração TC Tomografia Computadorizada de Raios-X
UNICAMP Universidade Estadual de Campinas
VP Volumes poroso
LISTA DE SÍMBOLOS
A Área transversal da amostra CW Salmoura sintética carbonatada CT Coeficiente de atenuação
CTN2 Coeficiente de atenuação do nitrogênio
CTCW Coeficiente de atenuação da salmoura sintética carbonatada
CTSat-cw,i Coeficiente de atenuação da i-ésima imagem quando a rocha encontra-se
saturada por salmoura sintética carbonatada
CTSat-sw,i Coeficiente de atenuação da i-ésima imagem quando a rocha encontra-se
saturada por salmoura sintética
CTSeco,i Coeficiente de atenuação da i-ésima imagem quando a rocha encontra-se
saturada por nitrogênio
CTSW Coeficiente de atenuação da salmoura sintética
CTRocha,i Coeficiente de atenuação da rocha na i-ésima imagem
CW Salmoura sintética carbonatada
Da Número de Damköhler do Coeficiente de Difusão
k Permeabilidade
L Comprimento da amostra Lc Comprimento característico
n Expoente de ajuste
PCO2 Pressão parcial do CO2
Pe Número de Peclet
Pwf Pressão de fundo de poço
Q Vazão de injeção
SW Salmoura sintética
SWS Salmoura sintética simulada
t Tempo
Tmáx Temperatura máxima suportada
u̅ Velocidade média de infiltração v̅ Velocidade média de reação
Vmáx Volume máximo suportado
ΔP Queda de pressão no fluido ao atravessar a rocha
ΔPmédio Queda de pressão média observada em cada experimento
μ Viscosidade
σk Incerteza absoluta acumulada nos valor de permeabilidade
σΔP Incerteza absoluta no valor da queda de pressão
σµ Incerteza absoluta no valor da viscosidade
ϕ Porosidade
ϕc Valor da porosidade onde a permeabilidade torna-se nula
ϕi Porosidade calculada para a i-ésima imagem
SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO ... 19
1.1.
Motivação ... 21
1.2.
Objetivos ... 21
2.
FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 23
2.1.
Alteração da porosidade e permeabilidade em carbonatos na presença de
CO
2... 23
2.2.
Parâmetros Experimentais que Influenciam na Dissolução ... 24
2.2.1. Influência da Pressão e Temperatura ... 24
2.2.2. Influência da Velocidade de Escoamento ... 25
2.2.3. Influência da Composição e Estrutura da Rocha ... 29
2.2.4. Influência da Composição da Água ... 30
2.2.5. Influência da Orientação do Fluxo ... 30
2.3.
Evolução da porosidade e permeabilidade ... 31
3.
METODOLOGIA E APLICAÇÕES ... 33
3.1.
Materiais ... 33
3.1.1. Rochas... 33 3.1.2. Fluidos ... 333.2.
Planejamento da Pesquisa ... 34
3.3.
Procedimentos Específicos ... 37
3.3.1. Preparação e caracterização das rochas ... 37
3.3.2. Preparação dos fluidos ... 44
3.3.3. Caracterização dos fluidos ... 49
4.
RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 56
4.1.
Condição Experimental 1 ... 56
4.1.1. Propriedades Iniciais e Finais das Amostras ... 56
4.1.2. Evolução da Porosidade ... 59
4.1.3. Evolução da Permeabilidade... 64
4.1.4. Evolução da Concentração de Íons ... 67
4.2.
Condição Experimental 2 ... 70
4.2.1. Propriedades Iniciais e Finais das Amostras ... 70
4.2.2. Evolução da Porosidade ... 71
4.2.3. Evolução da Permeabilidade... 74
4.3.
Condição Experimental 3 ... 75
4.3.1. Propriedades Iniciais e Finais das Amostras ... 75
4.3.2. Evolução da Porosidade ... 76
4.3.3. Evolução da Permeabilidade... 79
4.3.4. Evolução da Concentração de Íons ... 81
5.
CONCLUSÕES ... 83
6.
REFERÊNCIAS ... 85
APÊNDICE A – ESTIMATIVA DA INCERTEZA NAS MEDIDAS
DE PERMEABILIDADE ... 88
1. INTRODUÇÃO
A captura e subsequente injeção e estocagem de CO2 em formações geológicas, tais
como aquíferos salinos ou reservatórios de petróleo, é uma estratégia que vem sendo amplamente considerada com o intuito de reduzir as emissões desse gás. O objetivo deste esforço é evitar o agravamento do fenômeno do aquecimento global, que é intensificado com o lançamento de grandes volumes de CO2 na atmosfera. A injeção de CO2 como um método
de recuperação avançada de petróleo (Enhanced Oil Recovery - EOR) já foi implementada, assim como projetos com o duplo objetivo de estocagem de CO2 e EOR, os quais
preocupam-se com a maximização do fator de recuperação de óleo e da quantidade de CO2 armazenado
na formação ao final do processo (Sohrabi et al., 2011).
Uma parte dos reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro, que constituem uma das mais importantes e recentes reservas de hidrocarbonetos descobertas a nível mundial, apresentam alto conteúdo de CO2 no petróleo. Durante a exploração destes campos, o volume
de CO2 produzido deverá ser separado do gás natural, uma vez que a sua alta corrosividade
dificulta o seu transporte através das tubulações (Corrêa, 2013). Neste contexto, a reinjeção do CO2 no reservatório apresenta-se como uma boa alternativa para destinar o volume
produzido deste gás, aliando a estocagem de CO2 com o aumento do fator de recuperação do
petróleo.
A injeção de CO2 em reservatórios pode ser realizada de diversas formas, como
através da injeção contínua de CO2, da injeção alternada com água (WAG) ou da injeção de
água carbonatada (Carbonated Water Injection - CWI). A CWI, que consiste na injeção de água com CO2 dissolvido, apresenta algumas vantagens importantes. Do ponto de vista de
estocagem de CO2, a CWI elimina o risco de vazamento do gás através da rocha capeadora
pelo fato de o CO2 não formar uma fase única que se concentra na parte superior do
reservatório (Burton e Bryant, 2009). A CWI também permite uma distribuição maior do CO2
pelo reservatório, retardando a irrupção do gás no poço produtor, e é especialmente interessante para locais onde há pouco CO2 disponível para a injeção(Sohrabi et al., 2011).
Do ponto de vista de EOR, experimentos mostram que a CWI, como processo de recuperação secundária ou terciária, pode levar a um fator de recuperação maior que ao da simples injeção de salmoura (Sohrabi et al., 2011; Shakiba et al., 2016; Hasanvad et al., 2013). O contato da água carbonatada com o óleo permite que uma porção do CO2 seja
viscosidade. A redução da viscosidade é especialmente importante para o aumento do fator de recuperação para óleos pesados. Por outro lado, no caso da CWI como recuperação terciária, o inchamento da fase óleo é particularmente interessante em reservatórios de óleo leve, pois esse fenômeno permite o reagrupamento de fases trapeadas de óleo, possibilitando a sua recuperação. Essa diferença no comportamento de óleos leves e pesados na presença do CO2
dá-se principalmente devido à maior solubilidade do CO2 em óleos menos viscosos,
resultando em um aumento mais significativo de volume para esse tipo de óleo (Sohrabi et al., 2011).
Ocorre, entretanto, uma interação entre os fluidos injetados e as rochas que compõe o reservatório. Essa interação é especialmente importante quando CO2 é injetado em
reservatórios carbonáticos, pois essa é responsável por alterações significativas em propriedades petrofísicas da rocha, fenômeno apontado em diversos estudos relatados na literatura e citados adiante. É esperado que a salmoura carbonatada cause dissolução e precipitação de minerais carbonáticos, mudando a porosidade e a permeabilidade de regiões próximas e distantes do poço injetor. Esse fenômeno pode causar mudanças drásticas na injetividade do poço, resultando no sucesso ou no fracasso de projetos de injeção de CO2
(Rogers e Grigg, 2000). De fato, o decréscimo de injetividade em projetos de injeção de CO2
é amplamente reportado na literatura (Grigg, 2002).
Neste contexto, é de suma importância entender e mapear as mudanças de porosidade e de permeabilidade das rochas carbonáticas decorrentes da interação entre a água carbonatada e os minerais carbonáticos que compõe o meio poroso. O presente trabalho relata uma série de ensaios experimentais realizados com o intuito de reproduzir o escoamento de salmoura carbonatada em duas regiões distintas de um reservatório carbonático: próxima e distante do poço injetor. A rocha selecionada para a realização dos ensaios experimentais foi o dolomito. A dolomita, principal constituinte do dolomito, é um dos minerais carbonáticos presentes nos reservatórios do Pré-sal. Durante os experimentos, foram acompanhados os comportamentos da porosidade e da permeabilidade das rochas, além do monitoramento da composição iônica dos efluentes produzidos. Os experimentos foram realizados em condições de alta pressão (7500 a 8500 psi) e temperatura (70°C), semelhantes às esperadas para diversos reservatórios do Pré-sal.
1.1. Motivação
Para garantir o sucesso de um projeto de injeção de água carbonatada, é essencial conhecer o comportamento da porosidade e da permeabilidade das rochas carbonáticas durante o fluxo reativo. A forma como ocorrem as reações químicas entre o fluido e a rocha depende de muitos fatores, como a temperatura, a pressão, a composição salina da água, a velocidade de escoamento, a composição mineralógica da rocha, entre outros. Durante a injeção de água carbonatada em um reservatório carbonático, é esperado que a velocidade de escoamento, a pressão e a composição do fluido mudem em função da distância do poço injetor; e também se espera que a pressão total do reservatório diminua conforme avança a produção. Essas alterações no fluido e nas condições de fluxo podem mudar a forma como a dissolução e a precipitação de minerais carbonáticos ocorrem. Neste contexto, é importante investigar os possíveis cenários de escoamento da água carbonatada em um reservatório carbonático.
A dolomita é um dos minerais carbonáticos constituintes dos reservatórios do Pré-sal. Na literatura, constam poucos trabalhos experimentais que investigaram as mudanças nas propriedades petrofísicas básicas de dolomitos durante o escoamento de água carbonatada. Em especial, até o momento da redação desta dissertação, não se tinha conhecimento de trabalhos que desenvolveram esse tipo de experimento a altas pressões (7500 a 8500 psi). O ineditismo no uso dessa condição experimental está provavelmente ligado as grandes dificuldades operacionais presentes na execução de experimentos de deslocamento forçado, em laboratório, a pressões dessa ordem.
1.2. Objetivos
O presente trabalho tem como principal objetivo investigar experimentalmente as mudanças na porosidade e na permeabilidade de dolomitos causadas pelo fluxo reativo de salmoura carbonatada em três condições experimentais distintas, cada uma representando um dos seguintes cenários:
região próxima ao poço injetor e em um estágio inicial de produção do campo; região próxima ao poço injetor e em um estágio avançado de produção do campo; região afastada do poço injetor e em um estágio inicial de produção do campo.
As diferentes condições experimentais são obtidas através da variação dos parâmetros experimentais de controle, que são: a taxa de injeção do fluido, a composição do fluido de injeção e a pressão de poro.
O objetivo secundário é o desenvolvimento e a consolidação de uma metodologia experimental para a injeção de água carbonatada em rochas carbonáticas que permita o acompanhamento da evolução da porosidade e permeabilidade.
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Neste capítulo, será abordada a fundamentação teórica juntamente com alguns dos principais trabalhos experimentais disponíveis na literatura sobre a alteração da porosidade e da permeabilidade de rochas carbonáticas na presença da água carbonatada. A primeira seção apresenta uma fundamentação teórica básica sobre a dissolução de rochas carbonáticas e seus efeitos. A segunda seção apresenta os principais fatores que influenciam nos fenômenos de dissolução e precipitação de minerais carbonáticos na presença da água e do CO2. A terceira
seção apresenta alguns trabalhos que estudaram a evolução da porosidade e da permeabilidade na presença da água carbonatada.
2.1. Alteração da porosidade e permeabilidade em carbonatos na presença de CO2
Quando CO2 é dissolvido em água, ácido carbônico (H2CO3) é produzido. No
reservatório, o ácido carbônico reage com minerais carbonáticos que compõem as rochas. A Equação 2.1 mostra a reação de formação do ácido carbônico a partir da água e do CO2 e as
reações de dissolução da calcita, da magnesita, da siderita e da dolomita, respectivamente (Ross et al.,1982). Embora o ácido seja consumido pelas reações, enquanto houver injeção de CO2 haverá mais ácido sendo gerado.
CO2+ H2O ↔ H2CO3 ↔ H++ HCO 3 − H++ HCO 3 −+ CaCO 3 ↔ Ca2++ 2HCO3− H++ HCO 3 −+ MgCO 3 ↔ Mg2++ 2HCO3−
H++ HCO3−+ FeCO3 ↔ Fe2++ 2HCO3−
2H++ HCO3−+ CaCO3 ↔ Ca2++ 2HCO3− (2.1)
Diversos experimentos de fluxo em laboratório constataram a ocorrência de dissolução e posterior precipitação de minerais, em alguns casos a poucos centímetros de distância (Grigg et al., 2003; Zekri et al., 2009). Enquanto a dissolução de minerais tende a ocasionar um aumento na porosidade e na permeabilidade da rocha, a precipitação tende a diminuir os valores dessas propriedades. Essa perda de permeabilidade pode ocorrer através de alguns mecanismos, como deposição de sólidos no interior do poro, partículas inteiras obstruindo a garganta de poro ou várias partículas aglomerando-se e ocupando o poro de lado a lado (Pruess et al., 2001). Através de experimentos de injeção de CO2 em amostras de calcário,
Zekri et al. (2009) relataram perda de permeabilidade de até 65% em relação ao valor original.
Um fenômeno comum no escoamento reativo de CO2 em carbonatos é a formação de
canais de alta permeabilidade, comumente conhecidos como wormholes (Grigg et al., 2003; Svec et al., 2001, Zekri et al., 2009; Hoefner et al., 1988). Variações da taxa de dissolução no meio poroso resultam em um deslocamento pontual mais avançado da frente de dissolução, gerando uma dissolução mais adiantada nesse ponto e facilitando que mais ácido atue sobre o local, podendo dar origem a um canal. Conforme o canal evolui, o fluxo do ácido passa a não encontrar mais resistência no seu interior, e mesmo o fluxo de fluidos que haviam primeiramente tomado outros caminhos acabam eventualmente convergindo para o canal principal, deixando grande parte do volume poroso inalterado. Entretanto, o processo de formação de wormholes depende profundamente da taxa de reação do ácido (Hoefner et al., 1988), como será mostrado mais adiante.
2.2. Parâmetros Experimentais que Influenciam na Dissolução
A seguir, são apresentados os principais fatores que, segundo trabalhos experimentais presentes na literatura, influenciam na forma como se manifestam os fenômenos de dissolução e precipitação de minerais carbonáticos durante o fluxo reativo em rochas carbonáticas.
2.2.1. Influência da Pressão e Temperatura
Durante o processo de CWI, é esperado que os fluidos injetados passem por um gradiente de pressão conforme eles afastam-se do poço injetor e penetram o reservatório. Caso haja diferença entre as temperaturas dos fluidos injetados e do reservatório, um gradiente de temperatura também é esperado na região próxima ao ponto de injeção, bem como na existência de processos não-isotérmicos. A pressão e a temperatura são variáveis que influenciam diretamente na solubilidade do CO2 na salmoura.
Bacci et al. (2011) desenvolveram um experimento para investigar os mecanismos de dissolução e precipitação de minerais carbonáticos, durante a injeção de uma solução ácida, na presença de gradientes de pressão e temperatura, analisando, assim, regiões próximas e distantes ao poço injetor. A variação de pressão exerceu impacto pouco relevante sobre os mecanismos de dissolução e precipitação, enquanto o gradiente de temperatura mostrou um impacto mais significativo. Entretanto, em um caso real de injeção, conforme a solução ácida flui para dentro do reservatório, espera-se que o aumento da temperatura e a diminuição da
pressão leve ao decréscimo da solubilidade de carbonatos, gerando um ambiente mais propício à precipitação. Isso é agravado pela liberação de CO2 da água, que causa um
aumento no pH da solução. Izgec et al. (2005) afirmam, entretanto, que a temperatura não mudou as tendências de comportamento da porosidade e da permeabilidade de amostras de calcário sob a injeção de água carbonatada.
Lombard et al. (2010) realizaram ensaios experimentais estáticos em calcários oolíticos com água carbonatada, sem gradiente de temperatura (80°C) e com gradiente de temperatura (35 a 100 °C) e a uma pressão de 2175 psi. Pouca dissolução foi observada no caso de temperatura constante (menos de 1% da rocha). Entretanto, no experimento utilizando gradiente de temperatura, foi constatada a ocorrência de dissolução de calcita próxima a extremidade fria da rocha, e precipitação próximo à extremidade quente.
2.2.2. Influência da Velocidade de Escoamento
O mecanismo de dissolução de rochas ocorre em três etapas distintas: transporte do reagente até superfície do mineral, reação rocha-fluido e transporte dos produtos para longe da superfície de reação (Lasaga, 1984 apud Luquot et al., 2009). Se a reação na superfície da rocha é a etapa mais lenta do processo, então a dissolução é classificada como limitada-por-reação, ao passo que se a renovação de reagente na superfície mineral é o que limita o processo, então a cinética é dita limitada-por-transporte. Com o intuito de investigar a relação entre o fluxo dos reagentes e as reações químicas, alguns autores utilizam o número de Damköhler (Da), que representa a razão entre a contribuição relativa do transporte advectivo e da reação química no processo de transferência de massa. Dessa forma, valores altos de Da estão associados a altas taxas de dissolução ou a pequenas vazões de injeção, enquanto baixos valores de Da são observados a baixas taxas de reação e a altas vazões de injeção. Lasaga (1998) define o número de Damköhler segundo a Equação 2.2.
Da(t) = { v̅(t)L u̅ (t), para Pe > 1 v̅(t)L2 d𝑜 (t), para Pe < 1 } (2.2)
Onde v̅ é a velocidade média de reação (s-1), L é o comprimento da amostra (m), u̅ é a
velocidade média de infiltração (m.s-1) e do é a coeficiente de difusão (m².s-1). O número de
Peclet (Pe), representado pela Equação 2.3, caracteriza a renovação de reagente na interface fluido/rocha, onde Lc é o comprimento característico dos poros. Para valores de Da < 1, a
dissolução é por-reação, enquanto para valores de Da > 1, a dissolução é limitada-por-transporte.
Pe =uLc do
(2.3)
Hoefner et al. (1988) realizaram experimentos de injeção de ácido em amostras de calcário e dolomita para investigar a influência de parâmetros, como a velocidade do fluido e a taxa de reação, sobre a evolução da permeabilidade das amostras, incluindo a estrutura e a taxa de evolução de wormholes. Foram utilizadas diferentes vazões de injeção e taxas de reação de ácido para avaliar o impacto de valores variados de Da. Observou-se que valores altos de Da resultam em consumo rápido e localizado do ácido próximo à face de injeção, gerando wormholes sem ramificações, ao passo que baixos valores de Da favorecem uma dissolução mais distribuída e canais mais ramificados que atingem um maior volume na formação. Dessa forma, constatou-se que o processo de dissolução do meio poroso é controlado pelo número de Damköhler. Os autores utilizaram uma liga metálica para moldar a rede de canais gerada pela dissolução das amostras, o que deixa clara a influência do Da (Figura 2.1).
Figura 2.1: Efeito do valor do número de Damköhler na geometria da rede de canais gerada pela dissolução. Fonte: Hoefner et al., (1988)
Lombard et al. (2010) realizaram experimentos de deslocamento de água carbonatada em calcários a diferentes vazões de injeção. Os autores também observaram a influência da velocidade de escoamento – através do número de Peclet e Damkholer – no padrão da
dissolução: altas velocidades de escoamento gerando wormholes, e baixas velocidades resultando em um padrão mais compacto de dissolução.
Egermann et al. (2005), ao desenvolverem estudos com CWI em carbonatos, também constataram as mesmas tendências de dissolução em função das taxas de injeção, indicando que o fenômeno da dissolução é fortemente dependente do regime de fluxo. Além disso, os autores afirmaram que altas taxas de injeção criam um ambiente menos propício à precipitação de minerais carbonáticos, até mesmo por acarretar um menor tempo de permanência dos fluidos na rocha, mostrando que a taxa de fluxo é um dos atributos mais impactantes nos processos de interação rocha-fluido.
Luquot et al. (2009) realizaram uma série de experimentos de fluxo com água carbonatada em amostras de calcário de modo a avaliar os processos de transferência de massa ocorrendo a diferentes distâncias do poço injetor. Para representar essas diferentes localidades, os pesquisadores variaram duas propriedades: a pressão parcial do CO2 (PCO2) e a
composição da salmoura. Como esperado, a dissolução de calcita foi mais significativa nas localidades cujas condições reproduzidas foram a de maior proximidade ao poço injetor, correspondentes a valores mais altos de PCO2. O experimento com Da ≤ 1 (com PCO2 = 2,5
MPa) resultou em uma dissolução mais homogênea ao longo da amostra. Por outro lado, os experimentos com Da > 1 apresentaram dissolução concentrada e geraram wormholes que se concentravam principalmente perto da face de injeção. A reação de troca de massa entre os fluidos e a rocha, nesses casos, é caracterizada como reação limitada-por-transporte. Entretanto, mesmo para os experimentos com Da > 1, o que apresentava valor mais baixo de Da (com PCO2 = 6 MPa em comparação a PCO2 = 10 MPa) gerou uma rede de wormholes mais
ramificada e melhor distribuída pela amostra. Esse último experimento, ao passo que a injeção de água cabonatada ocorria, a dissolução passou de transporte para limitada-por-reação. O experimento no qual se procurou reproduzir um cenário mais distante do poço injetor, com vazão menor e valor de PCO2 = 0,7 MPa, apresentou precipitação e formação de
novos minerais, resultando em queda da porosidade.
Izgec et al. (2005), entretanto, em um procedimento experimental semelhante aos anteriores, apontaram o tempo de exposição à rocha e a área contatada pelo CO2 como
parâmetros mais impactantes do que a taxa de injeção no que se refere à evolução da permeabilidade observada nos experimentos. Entretanto, a velocidade está diretamente associada com o tempo de exposição do fluido à rocha.
Luhmann et al. (2014) realizaram uma série de ensaios experimentais com injeção de salmoura carbonatada (contendo aproximadamente 80% da saturação possível em CO2) em
amostras de dolomitos, com o objetivo de investigar as evoluções da porosidade, da permeabilidade e da área superficial de reação. Os experimentos foram realizados a uma temperatura de 100°C e com pressão de poro de 2175 psi. Foram utilizadas taxas de injeção que variaram de 0,01 a 1 cm³/min, com o intuito de observar os efeitos da velocidade de escoamento na evolução das propriedades da rocha. Os autores afirmam que as taxas de injeção intermediárias foram as mais eficientes em gerar maior aumento de permeabilidade por volume de fluido injetado. De maneira geral, foi observado que os experimentos com menor velocidade de escoamento (maior Da) dissolveram a região da rocha próxima à face de injeção; os experimentos com maior velocidade de escoamento (menor Da) produziram uma dissolução mais ramificada ao longo das amostras; por último, os ensaios com velocidade de escoamento intermediária resultaram na formação de wormholes finos. Observou-se um aumento de porosidade e de permeabilidade em todos os experimentos realizados.
Esses resultados ratificam a ideia de que o Da controla a distribuição, na rocha, das regiões dissolvidas. Além disso, o Da também pode estar associado à evolução da área superficial de reação da rocha: fluxo reativo representado por altos valores de Da produz uma dissolução mais compacta e, logo, possui acesso à área superficial de reação relativamente pequena; ao passo que, em fluxo reativo representado por baixos valores de Da, o fluido reage com um maior volume de rocha, tendo acesso a uma maior área superficial de reação.
Todos os trabalhos experimentais de escoamento reativo com CO2 em carbonatos
apresentados aqui constataram a ocorrência de dissolução e precipitação de minerais carbonáticos. Esses fenômenos puderam ser observados a pequenas distâncias um do outro, em escala de laboratório, e em alguns casos eles coexistiram em um mesmo local da amostra. Porém, em geral, as regiões mais próximas ao poço injetor constituem um ambiente mais propício à dissolução de minerais carbonáticos e aumento de permeabilidade, ao passo que uma conjuntura de fatores torna a precipitação o fenômeno dominante em regiões mais distantes do ponto de injeção, onde é esperado que ocorra dano à formação.
Bacci et al. (2011), através de um modelo simplificado de fluxo, avaliaram qualitativamente o impacto que uma região de permeabilidade reduzida possui na injetividade do poço, conforme o tamanho dessa região e a distância dela em relação ao poço. A injetividade foi definida como a razão entre a vazão de fluidos e a diferença entre a pressão de fundo de poço (pwf) e a pressão original do reservatório. Os resultados mostraram que a
injetividade é mais sensível a mudanças de permeabilidade em regiões mais próximas ao poço, porém pode ser afetada significativamente mesmo no caso de danos a formação que ocorram a distâncias maiores.
Esses resultados apontam para a importância de, durante a implementação de projetos reais de CWI em reservatórios, utilizar o conhecimento disponível sobre o meio poroso e os fluidos injetados para impor uma vazão de injeção tal que desloque as condições propícias à precipitação de minerais para o mais longe possível do poço injetor.
2.2.3. Influência da Composição e Estrutura da Rocha
Um bom exemplo do impacto que a mineralogia da rocha tem sobre os mecanismos de dissolução foi apresentado por Hoefner et al. (1988), ao compararem os processos de dissolução em calcita e dolomita sob injeção de soluções ácidas. A taxa de reação da solução ácida com a calcita mostrou-se muito maior do que com a dolomita. Devido a essa diferença, o valor do Da representativo da dissolução em amostras de calcário, se considerada uma velocidade de escoamento constante, é superior ao valor do Da em amostras de dolomito.
Taylor et al. (2006), em contrapartida, realizaram uma série de testes de fluxo com um grupo de amostras de carbonatos de composições distintas e mostraram que a presença de impurezas habitualmente encontradas em reservatórios carbonáticos pode mudar drasticamente a taxa de dissolução do ácido quando comparada a carbonatos puros. Foi relatado que a presença de pequenas quantidades de argila (1 a 2 wt%) reduziu a taxa de dissolução de amostras de calcário em 25 vezes nas condições experimentais utilizadas, ocasionado pela formação de uma camada de argila que reduz a superfície de reação.
Yasuda et al. (2013) realizaram testes estáticos com travertinos, de composição estimada em 87% de calcita e 13% de quartzo. Observou-se que os travertinos, rocha semelhante às que compõem o Pré-sal brasileiro, apresentam uma baixa taxa de reação nas condições dos experimentos, com taxa máxima de perda de massa de 8,3x10-4 g/h, porém com variações de porosidade e permeabilidade significativas.
Outro fator que influencia a taxa de dissolução é a presença de outros fluidos no meio poroso. Zekri et al. (2009) mostrou que o aumento da permeabilidade causado pela injeção de CO2 em amostras previamente saturadas com água é maior que em amostras saturadas com
óleo, provavelmente devido ao maior contato CO2-rocha no primeiro.
Khather et al. (2017) realizaram experimentos com injeção de salmoura carbonatada em dolomitos. Os autores mostraram que em amostras de dolomitos muito porosas (com bastante presença de vuggs), o escoamento reativo pode enfraquecer a estrutura da rocha e, como consequência da constante pressão de confinamento agindo sobre a mesma, resultar na
compactação mecânica do meio poroso. Nesse caso, é provável que seja observado uma diminuição na porosidade e na permeabilidade da rocha.
2.2.4. Influência da Composição da Água
Egermann et al. (2005) investigaram, dentre outros atributos, o impacto da composição da salmoura na injeção de água carbonatada em carbonatos. A comparação entre duas salmouras, que diferiam apenas pela presença de sulfato de sódio (Na2SO4), mostrou que
a presença de sulfatos favorece uma dissolução mais compacta, o que pode sugerir uma tendência de precipitação de sais em um ambiente rico em SO42-, levando a uma redução de
permeabilidade. Eles concluíram que a composição dos fluidos inicialmente presentes na rocha e a taxa de fluxo foram os atributos mais impactantes nos processos de interação rocha-fluido.
Izgec et al. (2005) também avaliaram os efeitos da composição da salmoura nas interações rocha-fluido durante a injeção de CO2. Foram comparadas águas com 0%, 2,5% e
5% de concentração de NaBr. Observou-se maior ganho ou menor perda de permeabilidade na ausência do sal. Zekri et al. (2009) constataram, através da análise química da água produzida em procedimentos experimentais semelhantes, que alguns elementos químicos, principalmente Na e Cl, ficaram retidos na rocha, indicando sua precipitação e consequente dano à formação.
2.2.5. Influência da Orientação do Fluxo
Izgec et al. (2008) mostraram que a orientação do fluxo tem um papel importante na configuração das alterações das propriedades dos carbonatos durante a injeção de CO2. Em
casos de injeção vertical de CO2, foi observado um aumento de permeabilidade e uma
posterior redução da mesma, ao passo que, na injeção horizontal, verificou-se uma queda inicial na permeabilidade até esta estabilizar-se em torno de um mesmo valor. Acredita-se que na injeção vertical, devido a forças gravitacionais, o CO2 flui mais facilmente para o topo da
amostra, ocasionando uma irrupção mais precoce. Na injeção horizontal, o CO2 concentra-se
perto da face de injeção, causando um aumento na porosidade nessa região. Observou-se uma precipitação de calcita mais significativa no caso de injeção horizontal.
2.3. Evolução da porosidade e permeabilidade
Yasuda et al. (2013) conseguiram descrever, em testes estáticos com água carbonatada, a taxa de perda de massa em função do tempo em diferentes amostras de travertinos através de um modelo exponencial, permitindo a previsão da evolução da porosidade e da permeabilidade da rocha em tempos maiores que a duração do experimento. O crescimento da permeabilidade ocorreu durante todo o tempo de exposição à água carbonatada, porém a taxa de crescimento decaiu com o tempo até se estabilizar. A porosidade, por sua vez, também cresceu com o tempo, porém se observa oscilações na sua taxa de crescimento durante tempos mais tardios, o que leva à suspeita da ocorrência simultânea dos processos de dissolução e precipitação.
Luquot et al. (2009) apresentaram uma metodologia para relacionar as mudanças de permeabilidade em função da alteração de porosidade resultante do escoamento reativo de água carbonatada em amostras de calcário. Os autores definiram alguns parâmetros importantes através dos experimentos realizados:
- Determinação de ϕc – valor de porosidade no qual a permeabilidade torna-se nula – a partir
de experimentos com precipitação;
- Definição das condições nas quais Da = 1 – através de experimentos envolvendo dissolução uniforme;
- ∂ϕ(t)/∂t – a partir do monitoramento da quantidade de cálcio liberada nos fluidos produzidos ao longo do tempo utilizando Microtomografia de Raios-X.
- Definição do expoente n para a relação k ≈ (ϕ- ϕc)n – a partir das curvas de dissolução e
precipitação.
Os resultados sugerem que a mudança na porosidade e o expoente n são controlados pelo desequilíbrio do fluido injetado e pela taxa de reação efetiva inicial. Isso ocorre ao menos para tempos t < t*, em que cada experimento pode ser representado por um único valor de n, mesmo em casos em que há mudança significativa de valores de Da e da área superficial média de reação. Nesse caso, t* representa o tempo característico de duração do efeito-memória. Os autores sugerem que t* é da ordem de algumas horas no caso do escoamento de um fluido altamente reativo em carbonatos. Para t>t*, é observado um desvio progressivo da tendência mostrada pelo modelo. Por outro lado, a área efetiva de reação e a porosidade são fortemente alterados através da dissolução, especialmente para valores de Da > 1. Valores intermediários de Da estão associados com maiores valores de n, que representam maior eficiência no aumento da permeabilidade.
Luhmann et al. (2014), em seus experimentos com injeção de água carbonatada em dolomito, mostraram que a taxa de crescimento da permeabilidade em função do aumento da porosidade é maior em casos em que as velocidades de escoamento são maiores. Por outro lado, em velocidades de escoamento menores, a taxa de crescimento da permeabilidade com o aumento da porosidade é menor.
3. METODOLOGIA E APLICAÇÕES
Neste capítulo, primeiramente, são apresentadas as rochas e os fluidos utilizados nos experimentos, juntamente com suas características. A seguir, é apresentada a estratégia experimental escolhida para atingir os objetivos propostos nesta pesquisa. Então, são descritos os procedimentos específicos executados no trabalho, que incluem a preparação e caracterização dos materiais. Por último, são apresentados detalhadamente o aparato experimental e os procedimentos seguidos para a execução dos experimentos de injeção de água carbonatada em dolomitos.
3.1. Materiais
3.1.1. Rochas
Os experimentos foram realizados com amostras de dolomito provenientes da formação Thornton, dos Estados Unidos. Tratam-se de rochas-modelo, coletadas em afloramento, e cujas características são semelhantes às propriedades das rochas que compõem os reservatórios de interesse. Através de Difração de Raios-X (DRX), realizado em um pequeno volume da rocha, determinou-se sua composição como sendo 100% dolomita (CaMg(CO3)2). Entretanto, é importante ressaltar que essa composição mineral não é
necessariamente representativa de todo o volume de rocha que compõem as amostras utilizadas nos experimentos. Em alguns casos, foi possível notar, visualmente, diferenças na coloração e textura ao longo das rochas. A rocha foi redimensionada em diversos plugues de 3,8 cm de diâmetro e comprimento variando de 4,9 a 6,2 cm.
3.1.2. Fluidos
Foram utilizados, ao todo, quatro fluidos distintos durante os testes experimentais: nitrogênio, salmoura sintética, salmoura sintética carbonatada (saturada com CO2) e salmoura
sintética carbonatada de composição simulada. O nitrogênio é utilizado na saturação das amostras de rocha como parte do procedimento da Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC), o qual é descrito na seção 3.3.1.4 deste texto. A salmoura sintética é equilibrada com a rocha utilizada nos experimentos, o que significa não haver reação química entre a salmoura e a rocha quando essas estão em contato. A salmoura sintética saturada com CO2 possui a
nas condições de pressão e temperatura utilizadas nos ensaios. A salmoura sintética carbonatada simulada possui composição distinta das demais; a razão de sua existência é informada na seção 3.2 e o procedimento para obtê-la é descrito na seção 3.3.2.3.
3.2. Planejamento da Pesquisa
Com a metodologia experimental aqui apresentada, pretendeu-se reproduzir o fluxo reativo de água carbonatada em duas regiões distintas de um reservatório carbonático: (1) próximo e (2) distante do poço injetor. Perto do poço injetor, espera-se observar uma alta velocidade de escoamento do fluido injetado e um fluxo bastante reativo, uma vez que, nessa região, o desequilíbrio químico entre o fluido injetado e a rocha é máximo. Em uma região distante do poço injetor, se considerada a existência de um fluxo radial, a velocidade de intersticial do fluido injetado será baixa. Além disso, é esperado que o fluxo nessas regiões seja menos reativo, visto que, enquanto o fluido injetado afasta-se do poço injetor, ocorre transferência de massa entre o fluido e a rocha contatada, aproximando o fluido de equilibrar-se quimicamente com a rocha do reequilibrar-servatório. Também equilibrar-se espera que o fluido injetado sofra uma pequena redução de pressão conforme se distancia do poço injetor.
Dessa forma, foi planejado que os experimentos de fluxo reativo deveriam ser executados com três parâmetros de controle: composição do fluido injetado, vazão de injeção (velocidade de escoamento) e pressão de poro. Foram planejadas três condições experimentais combinando valores diferentes desses parâmetros, referidas aqui como condições experimentais 1, 2 e 3. A condição experimental 1 procurou reproduzir as condições observadas na região próxima ao poço de injeção e no início da produção do campo. Para esse primeiro caso, o fluido de injeção utilizado foi uma salmoura sintética completamente saturada com CO2, uma vazão de injeção de 2 cm³/min (velocidade aparente de 2,9x10-3 cm/s)
e uma pressão de poro de 8500 psi.
A condição experimental 2 procurou reproduzir as condições esperadas para uma região próxima ao poço injetor, porém em um estágio mais avançado de produção do campo, no qual se supôs que o reservatório já teria sofrido uma queda de pressão. Nessas circunstâncias, foi utilizado, como fluido de injeção, a mesma salmoura completamente saturada com CO2, uma vazão de 2 cm³/min (velocidade aparente de 2,9x10-3 cm/s) e uma
pressão de poro de 7500 psi.
A condição experimental 3 procurou imitar as condições de fluxo esperadas para ocorrer a uma distância de 100 metros do poço injetor. Estimou-se que, ao longo desses 100
metros, o fluido injetado sofreria uma queda de pressão de 250 psi (Figura 3.1). Essa estimativa foi realizada considerando um fluxo radial para um poço injetor, e teve como base informações de um reservatório de interesse. A composição do fluido injetado também deve ser diferente dos casos anteriores. Utilizou-se, então, o simulador geoquímico PHREEQC para determinar a composição química que a salmoura sintética carbonatada possuiria ao alcançar 100 metros de distância do poço injetor, levando em conta a transferência de massa entre o fluido e a rocha ao longo de todo esse percurso. A metodologia utilizada para a definição da composição da salmoura sintética carbonatada simulada é apresentada na seção 3.3.2.3. Logo, nessa conjuntura, o fluido de injeção utilizado foi a salmoura sintética simulada, a vazão de injeção usada foi de 0,2 cm³/min (velocidade aparente de 2,9x10-4 cm/s) e a pressão de poro foi de 8250 psi.
Figura 3.1: Gradiente de pressão esperado no poço injetor. Estimativa realizada considerando um fluxo radial no reservatório de interesse.
O planejamento inicial da pesquisa consistia na realização de um experimento para cada uma das três condições experimentais apresentadas acima. Entretanto, na aplicação da metodologia, diversos desafios surgiram e, conforme soluções foram sendo encontradas, a metodologia experimental foi sendo aperfeiçoada. Devido a esses percalços, foram realizados três experimentos para a condição experimental 1, os quais foram denominados de experimentos 1A, 1B e 1C. O experimento 2 foi realizado utilizando-se a segunda combinação de parâmetros de controle, e o experimento 3 foi executado com a terceira combinação de parâmetros de controle.
A vazão de injeção para os testes 1C e 3 foi modificada após a análise dos resultados dos primeiros ensaios experimentais. Observou-se que a queda de pressão que o fluido sofria
8000 8400 8800 9200 0 50 100 150 200 Pr e ssão (p si ) Distância do poço (m) Poço Injetor
ao atravessar as amostras era muito pequena, de modo que os transdutores de pressão utilizados não eram capazes de registrá-la com a devida acurácia e, dessa forma, os dados de permeabilidade calculados não podiam ser considerados suficientemente precisos. Dada essa circunstância, para os testes 1C e 3, decidiu-se aumentar, em momentos pré-determinados, a vazão de injeção de 2 cm³/min para 12 cm³/min por um pequeno intervalo de tempo de modo a aumentar a diferença entre os valores de pressão do fluido na entrada e na saída das amostras e, assim, gerar dados de permeabilidade mais confiáveis.
Para a obtenção de resultados mais refinados, foram utilizadas duas amostras de dolomitos arranjadas em série para cada um dos ensaios experimentais. Dessa forma, foi possível analisar, separadamente, os efeitos da dissolução nas propriedades de cada um dos plugues utilizados.
A Tabela 1 sumariza todos os ensaios realizados nesta pesquisa, juntamente com seus respectivos parâmetros experimentais. Todos os experimentos foram realizados a uma temperatura constante de 70°C. Além disso, durante os experimentos, a pressão de confinamento das amostras foi sempre mantida 2000 psi acima da pressão de poro para todos os casos, resultando em uma pressão efetiva de 2000 psi. A escolha de uma pressão efetiva maior que 2000 psi poderia gerar empecilhos na montagem e execução dos experimentos e comprometer a integridade das amostras.
Tabela 1: Condições experimentais dos ensaios.
Parâmetros Experimentais Condição Experimental 1 Condição Experimental 2 Condição Experimental 3 Teste 1A Teste 1B Teste 1C Teste 2 Teste 3
Fluido de Injeção
Salmoura sintética carbonatada
Salmoura sintética carbonatada simulada Vazão de Injeção (cm³/min) 2 2 2 e 12 2 0,2 e 12 Pressão de Poro (psi) 8500 7500 8250 Pressão de Confinamento (psi) 10500 9500 10250 Temperatura (°C) 70
3.3. Procedimentos Específicos
A realização dos ensaios experimentais foi possível através da execução de diversos procedimentos específicos, que envolvem a preparação e caracterização de rochas e fluidos utilizados, a montagem e preparação do aparato experimental, os ensaios de injeção de água carbonatada nos plugues e o acompanhamento das propriedades das rochas e fluidos investigados. Esta seção aborda os principais procedimentos específicos utilizados no desenvolvimento do trabalho experimental realizado na presente pesquisa.
3.3.1. Preparação e caracterização das rochas
O preparo das rochas foi dividido em duas etapas: limpeza e cimentação. A limpeza tem como objetivo a eliminação de sais e impurezas que possam estar presentes no interior dos poros da rocha. O procedimento de limpeza da rocha foi realizado duas vezes e em momentos distintos: no início da preparação das amostras e após a realização dos testes de fluxo reativo. A limpeza pós-ensaio é importante pois, após o término do experimento, que ocorre a altas pressões, o aparato experimental é despressurizado e desaquecido, e a grande redução de pressão e temperatura pode acarretar na precipitação de sais que se encontram solubilizados no fluido que preenche a rocha. O processo de limpeza foi realizado através de um Extrator Soxhlet (Figura 3.2), o qual é composto pelas seguintes partes: balão de fundo para armazenar o solvente de limpeza, condensador, câmara de extração, manta de aquecimento elétrica e banho termostático. No Soxhlet, as amostras passam por ciclos de imersão em solvente (metanol) a alta temperatura. Após dois dias desse processo, as amostras são transferidas para a capela para que o metanol evapore e, então, são levadas à estufa para secagem.
O procedimento de cimentação tem como objetivo selar vugs e eliminar imperfeições presentes na superfície lateral das amostras. Observou-se que a presença desse tipo de estrutura, em condições de alta temperatura e alta pressão efetiva, pode permitir que algumas regiões da borracha utilizada para a montagem do porta-testemunho penetrem na rocha, resultando em vazamentos e, consequentemente, no insucesso do teste de injeção. As amostras foram cimentadas e lixadas de modo que seus diâmetros não fossem alterados (Figura 3.3). Não é esperado que a presença do cimento influencie nos resultados dos experimentos, uma vez que a quantidade de cimento utilizada é mínima, e preenche apenas os maiores vugs existentes nas laterais das amostras. Dessa forma, a alteração dos resultados devido à reação química entre o cimento e os fluidos é improvável, e uma possível
compactação mecânica da rocha durante a execução dos experimentos não poderia ser impedida pela presença do cimento.
Figura 3.2: Extrator Soxhlet: equipamento utilizado para a limpeza das amostras de rocha.
Figura 3.3: Amostras de dolomitos utilizadas nos experimentos: (A) cimentadas e (B) lixadas.
3.3.1.1 Petrofísica Básica
As dimensões das amostras de dolomito, previamente limpas, secas e cimentadas, foram medidas com um paquímetro da marca Starrett (0,01mm de precisão) (Figura 3.4). Então, foi realizada a medição de massa através de uma balança analítica de precisão de marca Adventurer OHAUS, cuja precisão das medidas é de 0,0001g (Figura 3.5).
Figura 3.4: Paquímetro Starrett.
Figura 3.5: Balança analítica de precisão Adventurer OHAUS.
A seguir, foram realizadas as medições de porosidade e permeabilidade dos plugues. A porosidade foi medida através do porosímetro a gás CoreLab Instruments UltraPore 300 (Figura 3.6-A). O procedimento de medida consiste em inserir a amostra de rocha em um porta-amostra que é preenchido por gás nitrogênio; a diferença entre os volumes de gás que preenchem o porta-amostra na presença e na ausência do plugue permite o cálculo do volume de vazios que, a partir do conhecimento das dimensões da amostra, torna possível o cálculo da porosidade.
A permeabilidade foi determinada através do permeabilímetro a gás CoreLab Instruments Ultra-Perm 500 (Figura 3.6-B). As amostras são inseridas em um porta-testemunho equipado com uma borracha utilizada para pressurizar a amostra a uma pressão de confinamento de 550 psi. Então, um fluxo estacionário de nitrogênio é estabelecido através da amostra a diferentes vazões. A partir dos dados de vazão do gás, da queda de pressão ao longo da amostra, das dimensões da amostra e das propriedades do gás (na temperatura ambiente), calcula-se a permeabilidade do meio poroso através da Lei de Darcy.
