FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
JORGE ANDRÉS TOVAR MUÑOZ
Estudo da Permeabilidade Relativa do
Sistema Água-CO
2
em Condições de
Reservatório para Carbonatos
CAMPINAS 2020
Estudo da Permeabilidade Relativa do
Sistema Água-CO
2
em Condições de
Reservatório para Carbonatos
Orientadora: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
_____________________________________ Assinatura da Orientadora
CAMPINAS 2020
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.
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELO ALUNO JORGE ANDRÉS TOVAR MUÑOZ, E ORIENTADO PELA PESQ. DRA ERIKA TOMIE KOROISHI BLINI.
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
Estudo da Permeabilidade Relativa do
Sistema Água-CO
2
em Condições de
Reservatório para Carbonatos
Autor: Jorge Andrés Tovar Muñoz
Orientadora: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
CEPETRO/UNICAMP
Prof. Dr. Leonardo José do Nascimento Guimarães DECIV/CTG-EEP/UFPE
Prof. Dr. Viktor Oswaldo Cárdenas Concha DEQ/ICAQF/UNIFESP
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Quero dedicar esse trabalho a minha família, os meus pais Jorge e Luz Mar, o meu irmão Carlos, a minha cunhada Zulma e o meu sobrinho Tomás, pessoas que sempre têm me apoiado em todos os meus desafios, e sentem cada uma das minhas conquistas como uma própria.
Quero agradecer em primeiro lugar a Deus por sempre estar presente no meu caminho. À Dra. Erika Koroishi, orientadora desse trabalho, pelo suporte nesses dois anos de mestrado. Aos membros da banca examinadora: prof. Dr. Viktor Oswaldo Cárdenas Concha e prof. Dr. Leonardo José do Nascimento Guimarães pela colaboração ao corrigir esta dissertação. À Dra. Janeth Vidal Vargas pelos grandes aportes para a construção deste projeto, e ao Dr. Nilo Ricardo Kim coorientador deste trabalho. Agradecer aos doutorandos Eric e Tálisson pelo conhecimento compartilhado. Também, agradecer à equipe do Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação: Henrique, Washington e Caíque, por todo o suporte técnico, ensinos e parceria oferecidos durante meu passo no laboratório.
Agradecer à Universidade Estadual de Campinas, à Faculdade de Engenharia Mecânica e ao Departamento de Engenharia de Petróleo pela formação técnica e acadêmica durante o mestrado. Agradecer a todos os colegas e amigos em especial: Andrés Peralta, Tatiana Berna, Jhonny León, e demais pessoal do DEP pelo aprendizado e as experiências vividas. Agradecer ao time do PetroBowl pela ótima experiência durante minha estância na equipe. À república Goma dos Drão por me acolher durante esses dois anos e pelos bons momentos. Agradecer à Catalina pelo seu amor, apoio e companhia, ainda na distância.
Finalmente, agradecer a Repsol Sinopec Brasil e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, pelo apoio financeiro indispensável fornecido para este projeto.
Para a indústria do petróleo, as curvas de permeabilidade relativa de sistemas de CO2 e
salmouras são informações de vasta importância para a simulação e modelagem de projetos de EOR (Enhanced Oil Recovery) que envolvem esses fluidos, tais como o CO2 WAG (Water
Alternating Gas), uma vez que permitem determinar tanto o comportamento do escoamento
dos fluidos, como as saturações residuais no meio poroso, entre outras. O trabalho apresenta um estudo experimental para obtenção de curvas de permeabilidade relativa de drenagem e embebição em estado transiente em um sistema bifásico de salmoura carbonatada equilibrada e CO2 supercrítico em rochas carbonáticas do pré-sal brasileiro nas condições de reservatório.
Também, foi realizada a avaliação dos efeitos de dissolução e precipitação na rocha carbonática. Os resultados abrangeram dois aspectos extremamente relevantes e desafiadores na engenharia de reservatórios: comissionamento do aparato experimental capaz de ser utilizado na determinação das curvas de permeabilidade relativa de um sistema bifásico em condições severas de reservatório e a validação por meio do ensaio experimental nas condições de reservatório (8500 psi e 70°C). As mudanças de saturação na rocha foram monitoradas por tomografia computadorizada e balanço de massa. Os efeitos associados à dissolução e precipitação foram avaliados seguindo a evolução da porosidade do composite
core monitorada por meio da técnica de tomografia computadorizada de raios-X. As curvas de
permeabilidade relativa foram construídas aplicando o modelo modificado de Brooks e Corey. Por outro lado, foram identificadas mudanças na porosidade do composite core associadas aos efeitos de dissolução, na entrada, e de precipitação na saída. A propósito, o uso de salmoura carbonatada cuja composição é equilibrada com a composição mineralógica média da rocha permitiu controlar os efeitos de dissolução e precipitação no meio poroso. Finalmente, o efeito de histerese foi observado nas curvas de permeabilidade relativa da salmoura carbonatada como resultado do gás trapeado durante os processos de drenagem e embebição. Para uma melhor representação deste fenômeno, o parâmetro de trapeamento de Land foi calculado em função do comprimento do composite core e observou-se certa relação entre os efeitos de dissolução e precipitação e o comportamento do trapeamento de gás.
Palavras Chave: Curvas de Permeabilidade Relativa. CO2. Salmoura Carbonatada.
For the petroleum industry, relative permeability curves of CO2 brine systems are
critical information for simulation and modeling of EOR processes that involve theses fluids, such as CO2 WAG since they allow both determining the flow behavior of these
fluids and predict the residual saturations on the porous medium. This work presents an experimental study to determine unsteady-state drainage and imbibition relative permeability curves in a two-phase equilibrated carbonated brine-scCO2 system in
carbonate rocks under reservoir conditions. Also, the evaluation of the dissolution and precipitation effects on Brazil’s pre-salt reservoir carbonate samples is carried out. This study was developed at reservoir conditions (8,500 psi and 70ºC). The results provide two prominent approaches. The first one is regarding the assembling and commissioning of the apparatus. The second one is related to perform the validation by experimental coreflooding to obtain the relative permeability curves. Saturations changes in the rock were monitored by computed tomography (CT) and mass balance. The dissolution and precipitation effects were evaluated following the porosity evolution of the composite core by CT. Then, relative permeability curves were constructed applying the modified Brooks and Corey model. Also, changes of the porosity along the test allowed identifying effects associated to dissolution at the beginning of the core, and precipitation at the end of the core, probably induced by the action of CO2 along the carbonate rock composite
core. By the way, the use of carbonated brine in which composition is equilibrated with the reservoir rock mineralogy controlled the dissolution and precipitation effects on the porous medium and avoided the CO2 dissolution in the brine. Finally, the hysteresis
effect was observed on the carbonated brine relative permeability curve as a result of the trapped gas during drainage and imbibition processes. For a better depiction of this phenomenon, the Land trapping parameter was calculated along the composite core, noting some relation between the dissolution and precipitation effects and the gas trapping behavior.
Key Word: Relative permeability curves. CO2. Carbonated brine. Hysteresis.
Figura 1.1 Demanda global de energia primária. ... 17
Figura 1.2 Emissões de CO2 relacionados ao consumo de energia. ... 18
Figura 1.3 Métodos de recuperação de petróleo. ... 19
Figura 2.1 Curvas de permeabilidade relativa de um sistema bifásico. ... 24
Figura 2.2 Processo de embebição no estado transiente. ... 29
Figura 2.3 Histerese da permeabilidade relativa do gás ... 32
Figura 2.4 Volume deslocado versus volume injetado. ... 45
Figura 3.1 Esquemático do aparato experimental do teste de comissionamento. ... 47
Figura 3.2 Bancada experimental teste de comissionamento. ... 48
Figura 3.3 Fluxograma do processo experimental... 49
Figura 3.4 Extrator de Soxhlet. ... 51
Figura 3.5 Balança analítica Ohaus Adventurer Pro. ... 52
Figura 3.6 Transferência de CO2. ... 57
Figura 3.7 Diagrama de fases do CO2 ... 57
Figura 3.8 Balança analítica XB 220A. ... 59
Figura 3.9 Água do mar equilibrada sem adição de CO2. ... 60
Figura 3.10 Aparato para a preparação de água carbonatada. ... 61
Figura 3.11 Agitador mecânico com a garrafa de salmoura carbonatada. ... 61
Figura 3.12 Recobrimento das amostras com resina epóxi ... 62
Figura 3.13 Cilindro de alumínio para tomografia de fluidos. ... 63
Figura 3.14 Interface do programa Osiris. ... 64
Figura 3.15 Imagens dos fluidos após determinar o número CT... 64
Figura 3.16 Número CT na condição de imiscibilidade entre o CO2 supercrítico e a água carbonatada. ... 65
Figura 4.1 Amostra com filtro-membrana. ... 66
Figura 4.2 Esquema das camadas protetoras. ... 67
Figura 4.3 Etapas de preparação das camadas protetoras. ... 68
Figura 4.4 Procedimento de overburden. ... 69
Figura 4.5 Procedimento de vácuo. ... 69
Figura 4.6 Saturação com nitrogênio. ... 70
Figura 4.7 Saturação das amostras e aquisição das imagens. ... 71
Figura 4.8 Setup para a saturação das amostras. ... 72
Figura 4.9 Gráfico do diferencial de pressão x volume poroso de água carbonatada injetada para cálculo da permeabilidade absoluta. ... 73
Figura 4.10 Imagem tomográfica da amostra saturada com água carbonatada. ... 74
Figura 4.11 Sistema de captura fotográfica do separador. ... 74
Figura 4.12 Estabilização da vazão de CO2 através do by pass. ... 75
Figura 4.13 Teste de drenagem no estado transiente. ... 76
Figura 4.14 Diferencial de pressão durante o teste de drenagem. ... 77
Figura 4.15 Estabilização da vazão de água carbonatada através do by pass. ... 79
Figura 4.16 Teste de embebição no estado transiente. ... 80
Figura 4.17 Diferencial de pressão no teste de embebição... 81
Figura 4.22 Dispositivo para cimentação conjunta das amostras. ... 85
Figura 4.23 O-ring de viton inchado. ... 86
Figura 5.1 Distribuição da porosidade inicial do composite core. ... 88
Figura 5.2 Distribuição de porosidade inicial e final do composite core. ... 89
Figura 5.3 Volume de água carbonatada produzida versus volume de CO2 injetado. ... 95
Figura 5.4 Volume de água carbonatada produzida após o primeiro volume poroso de CO2 injetado. ... 96
Figura 5.5 Evolução da saturação média versus volume poroso de CO2 injetado por balanço de massa. ... 97
Figura 5.6 Evolução da saturação ao longo do composite core... 98
Figura 5.7 Saturação de CO2 na T3=0,34 VPI e na T11=3,93 VPI. ... 98
Figura 5.8 Saturação de gás por balanço de massa e tomografia do teste de drenagem. ... 99
Figura 5.9 Volume de CO2 produzido versus volume de água carbonatada injetado. ... 101
Figura 5.10 Evolução da saturação média versus volume poroso de água carbonatadainjetado por balanço de massa. ... 102
Figura 5.11 Evolução da saturação ao longo do composite core... 103
Figura 5.12 Saturação de água carbonatada na T2=0,19 VPI e na T8=2,94 VPI. ... 104
Figura 5.13 Saturações de água carbonatada por balanço de massa e tomografia do teste de embebição. ... 105
Figura 5.14 Curva de saturação de água carbonatada ajustada do teste de embebição. ... 106
Figura 5.15 Curvas de permeabilidade relativa do teste de comissionamento em estado transiente. ... 111
Figura 5.16 Coeficiente de Land. ... 112
Figura A.1 Bomba de deslocamento positivo DBR. ... 122
Figura A.2 Bomba de deslocamento positivo Quizix Q5000. ... 123
Figura A.3 Bomba de Vácuo Oerlikon Trivac, D 16 B. ... 124
Figura A.4 Coreholder especial para ensaios de permeabilidade relativa. ... 124
Figura A.5 Cabeçotes de entrada e saída do coreholder. ... 125
Figura A.6 Difusor na entrada do coreholder. ... 126
Figura A.7 Misturador. ... 126
Figura A.8 Garrafa com êmbolo flutuante... 127
Figura A.9 Esfera flutuante de alumínio. ... 127
Figura A.10 Back pressure valve. ... 128
Figura A.11 Transdutor de pressão de injeção e overburden. ... 129
Figura A.12 Transdutor de diferencial de pressão. ... 130
Figura A.13 Sistema de controle de temperatura. ... 130
Figura A.14 Separador bifásico da JBV. ... 131
Figura A.15 Tomógrafo médico Siemens Somatom Spirit. ... 132
Figura A.16 Permeabilímetro Ultraperm 500. ... 132
Figura A.17 Porosímetro Ultrapore 300. ... 133
Figura B.1 Imagens em formato DCM. ... 135
Figura B.2 Correção do centro das imagens. ... 136
Tabela 1.1 Conteúdo de CO2 em alguns campos do pré-sal. ... 21
Tabela 2.1 Parâmetros de Corey para o processo de drenagem. ... 27
Tabela 2.2 Parâmetros de Corey para o processo de embebição. ... 27
Tabela 3.1 Relação das amostras e sua composição mineralógica. ... 50
Tabela 3.2 Resultados da caracterização petrofísica inicial. ... 54
Tabela 3.3 Arranjo 1 para o teste de comissionamento. ... 55
Tabela 3.4 Arranjo 2 para o teste de comissionamento. ... 55
Tabela 3.5 Arranjo 3 para o teste de comissionamento. ... 55
Tabela 3.6 Resumo dos resultados de cada arranjo. ... 56
Tabela 3.7 Propriedades do CO2 supercrítico. ... 58
Tabela 3.8 Composição da água do mar sintética. ... 58
Tabela 3.9 Composição mineralógica das rochas. ... 58
Tabela 3.10 Composição da água do mar equilibrada simulada ... 59
Tabela 3.11 Números de CT dos fluidos simples. ... 65
Tabela 4.1 Relação de tomografias durante a drenagem ... 77
Tabela 4.2 Relação de tomografias durante a embebição. ... 80
Tabela 5.1 Mudança de porosidade e permeabilidade nas amostras e distribuição da mineralogia nas amostras... 91
Tabela 5.2 Resultados do balanço de massa do teste de drenagem. ... 94
Tabela 5.3 Resultados da saturação de CO2 por tomografia e balanço de massa... 100
Tabela 5.4 Resultados do balanço de massa do teste de embebição de comissionamento... 101
Tabela 5.5 Resultados de saturação de água carbonatada por tomografia e balanço de massa. ... 105
Tabela 5.6 Valores de saturação ajustados para o teste de embebição. ... 106
Tabela 5.7 Permeabilidades absoluta e relativas do teste de comissionamento. ... 107
Tabela 5.8 Resultados de permeabilidade relativa do teste de drenagem. ... 109
Tabela 5.9 Resultados de permeabilidade relativa do teste de embebição. ... 110
BM Balanço do Massa
CAT Computed Axial Tomography
CT Computed Tomography
CW Carbonated Water
EOR Enhanced Oil Recovery
JBN Johnson-Bossler-Neumann
LMMR Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação
PMM Pressão Mínima de Miscibilidade
RMN Resonância Magnética Nuclear
TSD Total de Sólidos Dissolvidos
VPI Volume Poroso Injetado
WAG Water Alternating Gas
A Área de escoamento, cm2
C Coeficiente de Land
CO2i CO2 injetado, cm3
CO2p CO2 produzido, cm3
CT Número CT, HU
CTm Número CT do fluido molhante, HU
CTnm Número CT do fluido não molhante, HU
CTs(m+nm) Número CT da amostra saturada com fluido molhante e não
molhante, HU
CTsm Número CT da amostra saturada com fluido molhante, HU
CTsnm Número CT da amostra saturada com fluido não molhante, HU
Cwi Água carbonatada injetada, cm3
Cwp Água carbonatada produzida, cm3
k Permeabilidade absoluta, mD
k0 Permeabilidade Inicial, mD
KCO2 Permeabilidade efetiva do CO2, mD
KCW Permeabilidade efetiva da água carbonatada, mD
KrCO2 Permeabilidade relativa do CO2
KrCW Permeabilidade relativa da água carbonatada
Krg Permeabilidade relativa do gás
K’rg Ponto terminal da permeabilidade relativa do gás
k’rw Ponto terminal da permeabilidade relativa da água
kro Permeabilidade relativa do óleo
Krw Permeabilidade relativa da água
L Comprimento, cm
Q Vazão, cm3/min
S*grmax Saturação de gás residual efetiva
SCO2 Saturação do CO2
SCW Saturação da água carbonatada
Sgr Saturação residual de gás
Sm Saturação da fase molhante
Snm Saturação da fase não molhante
Sw Saturação da água
Swi Saturação irredutível de água
Sw-max Saturação de água máxima
Swr Saturação de água residual
T Tomografia
VP Volume poroso
VPCO2 Volume poroso de CO2
VPCW Volume poroso de água carbonatada
φ Porosidade
φp*
Porosidade de referência
µ Viscosidade, cp
ΔP Diferencial de pressão, psi
Δφ Diferencial de porosidade Δk Diferencial de permeabilidade, mD °C Celsius cm Centimetro cp Centipoise D Darcy g Grama HU Unidades Houndsfield L Litro mD Milidarcy mol Moles
1 INTRODUÇÃO ... 17 1.1 Motivação ... 20 1.2 Objetivos ... 22 1.3 Organização da Dissertação ... 22 2 REVISÃO DA LITERATURA ... 23 2.1 Permeabilidade Relativa ... 23
2.1.1 Determinação das Curvas de Permeabilidade Relativa ... 25
2.1.1.1 Determinação das Curvas de Permeabilidade Relativa no Estado Transiente no Laboratório ... 27
2.1.2 Determinação da Saturação dos Fluidos no Laboratório ... 30
2.1.2.1 Técnicas de Medição de Saturação Externas ... 30
2.1.2.2 Técnicas de Medição de Saturação In Situ ... 31
2.2 Histerese da Permeabilidade Relativa ... 31
2.3 Tomografia Computadorizada de Raios-X ... 34
2.4 Injeção de Água Alternada com Gás ... 36
2.5 Rochas Carbonáticas ... 38
2.6 Dissolução e Precipitação em Rochas Carbonáticas ... 39
2.7 Deslocamento Linear Imiscível ... 45
3 MATERIAIS E MÉTODOS ... 47
3.1 Setup Experimental para o Teste de Comissionamento ... 47
3.2 Metodologia ... 48
3.2.1 Caracterização das Amostras ... 49
3.2.2 Limpeza das Amostras... 50
3.2.3 Petrofísica Básica ... 51
3.2.3.1 Determinação da Permeabilidade Absoluta Inicial ... 52
3.2.3.2 Determinação da Porosidade Inicial ... 53
3.2.3.3 Caracterização Inicial das Amostras ... 53
3.2.4 Seleção das Amostras para o Teste de Comissionamento ... 54
3.2.5 Preparação dos Fluidos ... 56
3.2.5.1 Dióxido de Carbono Supercrítico ... 56
3.2.7 Medição do Coeficiente de Atenuação (Número CT) ... 62
4 COMISSIONAMENTO DO APARATO EXPERIMENTAL PARA CONSTRUÇÃO DA CURVA DE PERMEABILIDADE RELATIVA ... 66
4.1 Montagem do Coreholder ... 66
4.2 Aquisição das Imagens de Tomografia da Amostra Seca e Saturada ... 70
4.3 Teste de Drenagem no Estado Transiente ... 75
4.4 Teste de Embebição no Estado Transiente ... 78
4.5 Limpeza das Amostras ... 82
4.6 Desafios Operacionais do Teste de Comissionamento ... 82
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 87
5.1 Teste de Comissionamento de Permeabilidade Relativa no Estado Transiente ... 87
5.1.1 Efeitos de Dissolução e Precipitação no Teste de Comissionamento ... 87
5.1.2 Evolução da Saturação no Composite Core ... 91
5.1.2.1 Evolução da Saturação no Teste de Drenagem ... 92
5.1.2.2 Evolução da Saturação no Teste de Embebição ... 100
5.1.3 Determinação das Curvas de Permeabilidade Relativa ... 107
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ... 114
6.1 Conclusões ... 114
6.2 Recomendações ... 115
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 117
APÊNDICE A - EQUIPAMENTOS ... 122
A.1 Equipamentos do Aparato Experimental ... 122
A.1.1 Bomba de Deslocamento Positivo ... 122
A.1.1.1 Bomba Schlumberger DBR ... 122
A.1.1.2 Bomba Quizix Q5000... 123
A.1.2 Bomba de Vácuo ... 123
A.1.3 Porta Testemunho (Coreholder) ... 124
A.1.4 Garrafas ... 127
A.1.5 Válvula de Contra Pressão (Back Pressure Valve) ... 128
A.1.6 Transdutores de Pressão ... 128
A.1.6.1Transdutor de Pressão de Injeção e Overburden ... 128
A.1.6.2 Transdutor Diferencial de Pressão ... 129
A.2 Equipamentos para Caracterização Petrofísica ... 132
A.2.1 Permeabilímetro ... 132
A.2.2 Porosímetro ... 133
APÊNDICE B - TOMOGRAFIAS ... 134
B.1 Imagens em formato DCM ... 135
B.2 Correção do centro das seções ... 136
1 INTRODUÇÃO
Segundo um relatório da ExxonMobil (2018), a demanda global de energia continuará crescendo até 2040, refletindo sua estreita relação com a crescente prosperidade econômica mundial. A necessidade de atender à crescente demanda energética e ao mesmo tempo reduzir as emissões de dióxido de carbono (CO2) caracteriza-se como um dos maiores desafios diante
do aumento da demanda global de energia.
Na Figura 1.1 é possível observar que apesar do crescimento projetado das energias renováveis e da energia nuclear, os combustíveis fósseis continuarão suprindo a maior porcentagem da demanda global de energia primária do mundo. Consequentemente, o gás natural apresenta o maior crescimento frente aos outros tipos de energia, e o petróleo permanecerá desempenhando um papel de liderança no cenário energético mundial.
Figura 1.1 Demanda global de energia primária. Fonte: Adaptado de ExxonMobil (2018).
A previsão das emissões de CO2 relacionadas ao consumo de energia apresentada na
Figura 1.2 mostra que o aumento do consumo global de energia está diretamente relacionado com o aumento das emissões de CO2, gerando um impacto no meio ambiente, e por sua vez, a
Figura 1.2 Emissões de CO2 relacionados ao consumo de energia. Fonte: Adaptado de ExxonMobil (2018).
Por outro lado, é sabido que existe uma significativa quantidade de petróleo remanescente no reservatório depois que a recuperação primária e secundária alcança o limite econômico, quantidade que poderia contribuir na oferta de petróleo para suprir a futura demanda global de energia. Com o objetivo de produzir uma parte desse petróleo remanescente, novos métodos de recuperação têm sido desenvolvidos, os chamados métodos de recuperação avançada de petróleo ou Enhanced Oil Recovery (EOR) (Al-Mjeni et al. 2011).
Existem diferentes métodos para a recuperação de petróleo (Figura 1.3) que inicialmente foram descritos como uma sequência cronológica de estágios de produção usando os termos: recuperação primária para se referir aos mecanismos de produção fornecidos pela depleção da energia natural do reservatório, incluindo a ação do gás em solução, de uma capa de gás, do influxo de água, da segregação gravitacional, ou a atuação combinada de dois ou mais mecanismos; recuperação secundária, que consiste na injeção de água ou gás imiscível visando à manutenção de pressão do reservatório e a recuperação terciária onde encontramos os métodos de EOR (Rosa et.al., 2006). Algumas vezes, a injeção de água deve ocorrer antes do declínio da pressão, ou que um método de EOR deve ser utilizado ao invés da injeção de água, uma vez que o método de EOR poderia perder o potencial de recuperação devido ao dano gerado no reservatório causado pelo mecanismo de produção. Portanto, atualmente essas definições têm perdido seu sentido cronológico original, e frequentemente os engenheiros de reservatórios incluem os métodos de EOR como parte do plano de desenvolvimento de um campo de petróleo desde o início (Al-Mjeni et al. 2011).
Figura 1.3 Métodos de recuperação de petróleo. Fonte: Adaptado de Kokal & Al-Kaabi (2010).
Entre os diferentes métodos ativos e bem-sucedidos de EOR no mundo estão: métodos químicos, miscíveis, térmicos e microbiológicos, apresentando uma maior quantidade de projetos desenvolvidos usando métodos miscíveis (Machado e Rosa, 2018). Uma das técnicas encontradas dentro dos métodos de EOR miscíveis é a injeção de gás, porém, devido ao alto custo de injetar exclusivamente gás e sua disponibilidade, uma solução mais econômica foi desenvolvida, a qual envolve a injeção de água e gás alternadamente, mais comumente conhecida como water alternating gas (WAG) (Muhammad, 2015).
A injeção de CO2 é um dos mais promissores métodos de EOR, já que incrementa a
produção de petróleo além do tipicamente alcançado usando métodos de recuperação convencionais. Ainda, permite a estocagem de grandes volumes de CO2 dentro do
reservatório, reduzindo uma parte da problemática das emissões de CO2 (Hauville et al.
2014).
Os métodos de recuperação que envolve a injeção de CO2, comumente em um
processo WAG mostram sua eficiência para reservatórios de óleo leve em vários casos aplicados em campos de petróleo (Duchenne et al. 2014). Em uma escala microscópica, esses métodos envolvem comportamentos termodinâmicos complexos junto com mecanismos de escoamento bifásico e trifásico que apresentam dificuldades tais como, ocorrência de processos de dissolução e precipitação da rocha, deslocamento miscível ou imiscível de
fluidos, fenômeno de fingering, predição da permeabilidade do meio poroso em função da saturação e de saturações residuais. Essas ocorrências apresentam um obstáculo para modelar adequadamente o método WAG na simulação de reservatórios devido à carência de dados experimentais disponíveis e à complexidade para realizar experimentos deste tipo. Além disso, um projeto de EOR envolvendo injeção de CO2 requer um conjunto de dados
experimentais para caracterizar plenamente as interações entre os fluidos e o escoamento de fluidos no meio poroso. Tipicamente, as interações entre fluidos são estudadas nos experimentos PVT tais como a medição da pressão mínima de miscibilidade (PMM) e a caracterização do comportamento de fases do sistema óleo-CO2. O escoamento de fluidos no
meio poroso é estudado através de experimentos de coreflooding para estimar parâmetros do reservatório como a saturação de óleo residual, a saturação de gás trapeada, a permeabilidade relativa bifásica e trifásica, e os efeitos de histerese da permeabilidade relativa. Desta forma, a realização de experimentos de coreflooding especiais para medir dados de permeabilidade relativa bifásica e trifásica é uma etapa de grande relevância no planejamento de um projeto de WAG (Duchenne et al. 2014).
1.1 Motivação
A capacidade de transmissão de um meio poroso saturado 100% com um fluido é definida como permeabilidade absoluta. No caso em que dois ou mais fluidos saturam o meio poroso, a capacidade de transmissão de um desses fluidos chama-se permeabilidade efetiva ao fluido considerado. O quociente entre a permeabilidade efetiva e a permeabilidade absoluta do meio é denominado permeabilidade relativa ao fluido (Rosa, 2006).
Na perspectiva da engenharia de petróleo, as curvas de permeabilidade relativa e seus parâmetros associados são os parâmetros petrofísicos mais importantes para o planejamento e aplicação dos métodos de EOR (Lake, 1989). Por isso, com o objetivo de fornecer parâmetros petrofísicos ótimos para a modelagem do método WAG, estudos de permeabilidade relativa, trapeamento do CO2, histerese da permeabilidade relativa, dentre outros, são fundamentais. É
encontrado na literatura estudos em condições próximas às condições de reservatório em rochas de afloramento análogas às rochas reservatório. Esses estudos exibem algumas complexidades devido às interações rocha-fluido em meios porosos carbonáticos sob a injeção de salmoura carbonatada que leva à dissolução da rocha. O efeito de dissolução pode trazer vantagens e desvantagens, estimulando mudanças consideráveis das propriedades petrofísicas.
Os efeitos de dissolução e precipitação podem modificar a capacidade de trapeamento do meio poroso, modificando o efeito de histerese das curvas de permeabilidade relativa (Laboissiere, 2014).
Por outro lado, Segundo Nassif (2016), na região petrolífera do Pré-sal brasileiro os percentuais de CO2 no gás produzido são elevados, conforme é mostrado a seguir na Tabela
1.1.
Tabela 1.1 Conteúdo de CO2 em alguns campos do pré-sal. Fonte: Nassif (2016). Campo % de CO2 no gás produzido Lula 10 - 22 Saphinoá 15 – 20 Búzios 22 – 25 Libra 45 Júpiter 79
Uma vez que o CO2 não pode ser descartado no ambiente, o método de recuperação
avançada WAG é atualmente usado pelas operadoras dos campos do pré-sal, injetando o CO2,
como uma solução que além de resolver o desafio relacionado ao descarte de CO2 oferece um
aumento no fator de recuperação.
Diante deste cenário, é relevante o estudo da presente Dissertação, uma vez que é uma das primeiras pesquisas realizadas para construção de curvas de permeabilidade relativa tanto de drenagem como de embebição em condições de temperatura e pressão de reservatório usando amostras de rocha reservatório de um campo do pré-sal brasileiro. Ainda, são avaliados os efeitos de histerese da permeabilidade relativa e de dissolução e precipitação no meio poroso carbonático na presença de CO2 e salmoura carbonatada, o que apresenta uma
interessante e inédita abordagem já que a maior parte dos estudos encontrados na literatura corresponde a trabalhos experimentais realizados com amostras de afloramento em condições de laboratório.
1.2 Objetivos
O presente trabalho consiste em um estudo laboratorial que apresenta os seguintes objetivos:
Comissionamento de um aparato experimental para posterior validação e obtenção de curvas de permeabilidade relativa.
Levantar curvas de permeabilidade relativa de um sistema bifásico água-CO2 em
regime transiente durante a injeção de CO2 supercrítico e salmoura enriquecida com
CO2 em rochas reservatório carbonáticas nas condições de reservatório.
Avaliar a histerese da permeabilidade relativa, bem como os efeitos de dissolução e precipitação no meio poroso.
1.3 Organização da Dissertação
A dissertação está organizada em cinco capítulos:
O capítulo 1 apresenta a introdução, motivação e objetivos da pesquisa.
O capítulo 2 apresenta a revisão bibliográfica e os conceitos básicos pertinentes à construção de curvas de permeabilidade relativa e avaliação dos efeitos de dissolução e precipitação em rochas carbonáticas utilizando tomografia computadorizada de raios-X.
O capítulo 3 apresenta os materiais e metodologias utilizadas neste trabalho.
O comissionamento dos principais dispositivos, bem como do aparato completo é exibido no capítulo 4.
No capítulo 5 são apresentados os resultados e discussões do ensaio de comissionamento de coreflooding para a construção de curvas de permeabilidade relativa e a análise dos efeitos de dissolução e precipitação no meio poroso.
Finalmente, o capítulo 6 apresenta as principais conclusões obtidas durante o desenvolvimento do trabalho, bem como recomendações para próximos estudos.
2 REVISÃO DA LITERATURA
Conforme dito anteriormente, uma das mais relevantes relações petrofísicas para entender o comportamento do escoamento de fluidos durante a modelagem dos métodos de EOR são as curvas de permeabilidade relativa e seus parâmetros associados (Lake, 1989). Este capítulo apresenta os conceitos fundamentais relacionados com as curvas de permeabilidade relativa. O capítulo traz também uma revisão do método WAG, uma revisão da importância das rochas carbonáticas e os efeitos de dissolução e precipitação que ocorrem nos processos sob injeção de água e CO2 além de mostrar a aplicabilidade da tomografia
computadorizada como método de monitoramento in situ de algumas propriedades petrofísicas.
2.1 Permeabilidade Relativa
A capacidade de um meio poroso para permitir o escoamento de fluidos é chamada permeabilidade. O engenheiro francês Henry Darcy desenvolveu a seguinte equação (Equação 2.1) que se converteu em uma das ferramentas matemáticas básicas da engenharia de reservatórios (Tiab e Donaldson, 2004).
(2.1)
A equação é chamada a lei de Darcy (1856). Onde, Q, é a vazão volumétrica, μ, a viscosidade do fluido, A, a área da seção transversal ao escoamento, L, o comprimento da rocha, ΔP, a queda de pressão ao longo do escoamento e, k, é denominada a permeabilidade absoluta se o meio poroso está 100% saturado somente com um fluido ou uma fase tal como óleo, gás ou água (Tiab e Donaldson, 2004). Porém, nos reservatórios de hidrocarbonetos as rochas estão usualmente saturadas com dois ou mais fluidos, tais como água conata, óleo, água livre e gás. Assim, é necessário generalizar a lei de Darcy introduzindo o conceito de permeabilidade efetiva para descrever o escoamento simultâneo de mais de um fluido. Na definição de permeabilidade efetiva cada fase ou fluido é considerado completamente independente dos outros na corrente de escoamento. Os fluidos são considerados imiscíveis, assim é possível aplicar a lei de Darcy para cada um individualmente. Desta forma, a lei de Darcy pode ser representada pela Equação 2.2:
(2.2)
A permeabilidade efetiva é uma medida relativa da condutância do meio poroso para uma fase quando o meio está saturado com mais de um fluido. Esta definição implica que o meio pode ter uma condutância distinta e calculável para cada fase presente no meio. A permeabilidade efetiva é função da saturação do fluido predominante, da molhabilidade da rocha e da geometria dos poros da rocha. Essa pode ser medida diretamente no laboratório utilizando amostras de rocha e normalizada através da divisão pela permeabilidade absoluta do meio poroso ou pela permeabilidade efetiva final ao óleo, ou seja, a permeabilidade efetiva ao óleo quando a saturação de água é irredutível (kro @ Swr). Essa permeabilidade normalizada é conhecida como permeabilidade relativa e é representada pela equação 2.3 (Amyx et al. 1988).
(2.3)
Figura 2.1 Curvas de permeabilidade relativa de um sistema bifásico. Adaptado de: Wyckoff e Botset (1988).
A Figura 2.1 apresenta uma curva clássica de permeabilidade relativa, produto de um dos primeiros estudos sobre permeabilidade relativa feito por Wyckoff e Botset (1936). Os fluidos utilizados foram água (fase molhante) e CO2 (fase não molhante) em um meio poroso
não consolidado. A curva marcada como krw representa a permeabilidade relativa à água,
enquanto que a curva krg a permeabilidade relativa ao gás. A permeabilidade relativa à fase
molhante normalmente atinge zero ou faz-se nula em saturações da fase molhante maiores do que zero. Os principais elementos que podem ser identificados no estudo das permeabilidades
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Perm eab ili d ad e r elat iv a, kr g, kr w Saturação de água, Sw krg krw A
relativas estão marcados na Figura 2.1. O primeiro destes elementos é comumente chamado ponto de saturação de equilíbrio (Amyx, 1988) ou saturação crítica (Paris, 2009) e está denotado pelo ponto A. A saturação de equilíbrio é aquele valor de saturação em que a fase não molhante começa a se movimentar. Essa saturação pode variar entre 0 e 15% da saturação da fase não molhante. A segunda característica importante é que a permeabilidade relativa da fase não molhante atinge um valor próximo a 1 a uma saturação da fase não molhante menor que 100% (Amyx, 1988).
A permeabilidade relativa apresenta uma dependência de primeira ordem do nível de saturação. Porém, diferentes distribuições dos fluidos no espaço intersticial do meio poroso podem ser possíveis para cada nível de saturação, isto depende da direção de mudança da saturação. Assim, os valores de permeabilidade relativa versus saturação obtidos de um processo de drenagem (redução da saturação da fase molhante) podem ser diferentes para aqueles obtidos de um processo de embebição (incremento da saturação da fase molhante). Este fenômeno é chamado de histerese (Honarpour e Mahmood, 1988) e é abordado no item 2.2 dessa revisão.
2.1.1 Determinação das Curvas de Permeabilidade Relativa
Visto que a permeabilidade relativa basicamente significa a capacidade condutiva ou comportamento do escoamento em um meio poroso quando está saturado com mais de uma fase, a técnica de medição de laboratório mais adequada para determiná-la são os experimentos de coreflooding (Dandekar, 2013). Os principais experimentos de coreflooding realizados em amostras de rocha para determinar a permeabilidade relativa podem ser classificados em métodos permanentes: Hassler, Penn-state, Penn-state modificado, dentre outros e em métodos transientes: JBN (Johnson-Bossler-Neuman) e derivados (Honarpour e Mahmood, 1988). Além dos métodos mencionados, a literatura de engenharia de petróleo reporta o uso do método da centrífuga para determinar curvas de permeabilidade relativa (Dandekar, 2013).
Devido às dificuldades laboratoriais envolvidas nas medições de permeabilidades relativas, modelos empíricos são frequentemente utilizados para estimar a permeabilidade relativa. Essa alternativa não é uma boa substituição para as medições de laboratório, mas esses modelos são utilizados com frequência para extrapolar dados de laboratório limitados.
Vários modelos preditivos têm sido propostos idealizando o meio poroso como um feixe de capilares. O escoamento através de um capilar é modelado matematicamente, depois o escoamento total do feixe completo de capilares é obtido usando o conceito de pressão capilar. Alguns estudos baseados nessa estratégia são: o modelo de Corey para drenagem, os modelos de Naar-Wygal e Naar Henderson para embebição e o modelo de Land para os processos de drenagem e embebição (Honarpour e Mahmood, 1988). Porém, o modelo mais utilizado pela indústria petrolífera é o chamado modelo modificado de Brooks e Corey. Esse modelo é explicitamente função dos pontos terminais das permeabilidades relativas, ou seja, para o caso desse estudo, o ponto terminal da permeabilidade relativa ao gás na saturação de água irredutível e o ponto terminal da permeabilidade relativa à água na saturação de gás residual. O modelo pode ser apresentado pelas equações 2.4 e 2.5 (Behrenbruch et al. 2006).
(2.4) (2.5) Onde,
krw: Permeabilidade relativa à água
krg: Permeabilidade relativa ao gás
: Ponto terminal da permeabilidade relativa à água na Sgr
: Ponto terminal da permeabilidade relativa ao gás na Swi Sw: Saturação de água
Swi: Saturação de água irredutível
Sgr: Saturação de gás residual : Expoente de Corey para água : Expoente de Corey para gás
Esses parâmetros podem ser inferidos na Figura 2.1.
Em 2010, Bennion e Bachu publicaram um estudo de permeabilidade relativa em carbonatos em condições de reservatório. Em uma parte do estudo apresentaram as seguintes tabelas: Tabela 2.1 e Tabela 2.2, onde relacionaram o expoente de Corey para gás e água com
a permeabilidade das amostras tanto no processo de drenagem como na embebição, respectivamente.
Tabela 2.1 Parâmetros de Corey para o processo de drenagem. Fonte: Adaptado de Bennion e Bachu (2010).
Grupo de Rocha Permeabilidade absoluta, mD Permeabilidade relativa ao CO2 na Swi Swi Parâmetro de Corey para salmoura carbonatada Parâmetro de Corey para CO2 Permeabilidade Baixa 2,05 0,4346 0,487 1,80 4,18 Permeabilidade Média 54,65 0,1238 0,519 2,22 3,69 Permeabilidade Alta 293,13 0,0774 0,572 1,71 4,55
Tabela 2.2 Parâmetros de Corey para o processo de embebição. Fonte: Adaptado de Bennion e Bachu (2010).
Grupo de Rocha Permeabilidade relativa à salmoura na Sgr Sgr Parâmetro de Corey para salmoura carbonatada Parâmetro de Corey para CO2 Permeabilidade Baixa 0,1074 0,335 3,67 2,92 Permeabilidade Média 0,6162 0,157 3,12 2,89 Permeabilidade Alta 0,3621 0,232 1,98 2,41
Segundo Honarpour e Mahmood (1988), as curvas de permeabilidade relativa também podem ser determinadas a partir do histórico de produção do reservatório e das propriedades dos seus fluidos. Porém, a concordância entre as curvas de permeabilidade relativa determinadas no laboratório e as calculadas de dados de produção é geralmente baixa, uma vez que é necessária informação completa do histórico de produção e fornecer valores médios de variáveis influenciadas pelos gradientes de pressão e saturação, diferenças nos estágios de depleção e variações de saturação em reservatórios estratificados.
2.1.1.1 Determinação das Curvas de Permeabilidade Relativa no Estado Transiente no Laboratório
Os métodos laboratoriais mais rápidos para obter as curvas de permeabilidade relativa são os métodos transientes. Nesses métodos, não é necessário alcançar o equilíbrio de saturação dos fluidos, assim vários sets de curvas de permeabilidade relativa podem ser obtidos em poucas horas. Um experimento típico envolve o deslocamento dos fluidos in situ da amostra por um fluido deslocante injetado a pressão ou vazão constante, enquanto os
volumes dos efluentes são monitorados continuamente. Os dados de produção são analisados e um set de curvas de permeabilidade relativa é obtido usando diversos métodos matemáticos. Os modelos de Welge, Johnson-Bossler-Naumann e Jones-Roszelle são os mais utilizados. Não obstante, os métodos transientes apresentam várias dificuldades operacionais como efeitos capilares, digitação viscosa e canalização em amostras heterogêneas, que são difíceis para monitorar e considerar apropriadamente na construção das curvas de permeabilidade relativa. Caso a mobilidade (relação entre a permeabilidade efetiva e a viscosidade) do fluido deslocante for muito maior do que a dos fluidos deslocados (fluidos in situ), o tempo entre a irrupção da frente de avanço e o escoamento completo da vazão da mesma através da amostra é usualmente curto, introduzindo assim, dificuldades nos cálculos e monitoramento. As técnicas de interpretação envolvem várias incertezas devido às pressuposições de simplificação. Os valores obtidos por esses métodos devem então ser considerados como qualitativos. As principais vantagens dos métodos transientes incluem pouco requerimento de instrumentação e tempos de teste substancialmente reduzidos (Honarpour e Mahmood, 1988).
A Figura 2.2 apresenta o esquema de um processo de drenagem e embebição no estado transiente de um sistema CO2-água, onde a água é a fase molhante e o CO2 a fase não
molhante. Primeiro, a amostra é saturada 100 % com água, nessa etapa a permeabilidade absoluta à água é medida. Depois, CO2 gasoso é deslocado para drenar a água da amostra até
atingir a saturação de água irredutível, Swi, e a saturação máxima de CO2, SCO2-Max, nessas
condições a permeabilidade efetiva ao CO2, kCO2, é medida. Durante o processo, os
parâmetros de diferencial de pressão e volumes de fluidos produzidos são monitorados. Uma vez concluída a drenagem da água, inicia-se o processo de embebição. Logo, o fluido de injeção é trocado por água e injetado a vazão ou pressão constante. Inicialmente, só CO2 é
produzido, depois da irrupção da frente de água, CO2 e água são produzidos simultaneamente
até atingir a saturação de gás residual ou trapeado, Sgr, e a saturação de água máxima, Sw-Max;
neste caso, a permeabilidade efetiva à água é medida. Finalmente, as curvas de permeabilidade relativa podem ser calculadas usando o método modificado de Johnson-Bossler-Naumann (JBN) ou simulação numérica a partir dos dados experimentais obtidos (Dandekar, 2013).
Figura 2.2 Processo de embebição no estado transiente. Fonte: Adaptado de Dandekar (2013).
Bennion e Bachu (2010), apresentaram uma revisão dos trabalhos realizados desde 2005 sobre injeção de CO2 em condições supercríticas alternado com injeção de salmouras de
salinidade entre 144 000 ppm e 320 000 ppm, em amostras de rochas calcárias e dolomitas de 3,8 cm de diâmetro e comprimentos entre 3,2 cm e 16,34 cm extraídas de diferentes formações no Canadá. O estudo visou a construção das curvas de permeabilidade relativa tanto de drenagem como de embebição. Os testes foram realizados em estado pseudo-estável em condições de reservatório. Para apresentar os resultados de uma melhor maneira, os autores dividiram as amostras de acordo com a permeabilidade. Desta forma, observaram certa correlação entre a permeabilidade efetiva da rocha, a saturação irredutível e a permeabilidade relativa ao CO2 à salmoura. A análise de um par de imagens de tomografia
permitiu confirmar que as amostras que possuíam maior permeabilidade devido à sua heterogeneidade (micro vugs e micro fraturas) apresentaram indicativos maiores de dissolução e criação de canais preferenciais ao escoamento, o que gerou uma saturação de salmoura
irredutível mais alta do que nas amostras homogêneas. Além disso, ao comparar as curvas de permeabilidade relativa de uma amostra homogênea e uma heterogênea, observou-se que as curvas da última apresentaram menor grau de histerese do que as da primeira.
Os testes de permeabilidade relativa para um sistema gás-água fornecem as curvas de
krg e krw (permeabilidade relativa ao gás e permeabilidade relativa à água) de drenagem e
embebição que são construídas frequentemente para o modelamento de estocagem de gás e EOR. Nesses testes, a água é a fase fortemente molhante, assim a molhabilidade das amostras não precisa ser restaurada. Em um teste de drenagem, devido à alta razão de viscosidade entre o gás e a água, sendo maior a viscosidade da água, a irrupção do gás ocorre cedo e o escoamento fracionário de gás se estende sobre uma grande faixa de saturação, assim, é possível gerar curvas de permeabilidade relativa quase completas. Os testes de embebição são realizados para complementar as curvas de permeabilidade relativa krg e krw, porém, são mais
complexos e custosos de desenvolver. Nesses testes a água é injetada a vazões baixas que simulem a embebição no reservatório (4 cm3/h) e são injetados entre 1,5 e 2 volumes porosos (Dandekar, 2013).
2.1.2 Determinação da Saturação dos Fluidos no Laboratório
As medições de permeabilidade relativa requerem uma precisa determinação dos valores de saturação das fases existentes no meio poroso, uma vez que a determinação da permeabilidade relativa tem forte dependência dos valores de saturação medidos. Precisões de +/- 2 % são desejadas. Existem duas abordagens para determinar a saturação: técnicas externas e técnicas in situ (Honarpour e Mahmood, 1988).
2.1.2.1 Técnicas de Medição de Saturação Externas
Nestas técnicas, a saturação na amostra é inferida indiretamente medindo os volumes de produção de fluido. Eles providenciam um valor médio e não revelam o perfil de saturação. A técnica externa mais usada é o balanço de materiais, onde os volumes de injeção e produção acumulados são medidos e se assume que a diferença fica retida dentro da amostra. Erros significativos podem ser introduzidos, especialmente quando o volume poroso da amostra é pequeno. Outras técnicas comuns são o método gravimétrico e de extração. No método
gravimétrico, a amostra é pesada antes e durante o teste e a saturação é deduzida das mudanças de massa, enquanto no método de extração a quantidade de água é determinada através do processo de destilação. Ambos os métodos requerem a remoção da amostra do
coreholder, submetendo a amostra a mudanças de saturação (Honarpour e Mahmood, 1988).
2.1.2.2 Técnicas de Medição de Saturação In Situ
A quantidade de fluidos dentro da amostra é medida diretamente, sem perturbar a distribuição in situ dos fluidos. As técnicas de medição de saturação in situ oferecem maior precisão e confiabilidade que as técnicas externas. Em princípio, algum tipo de estímulo conhecido é aplicado ao fluido da amostra, e a resposta resultante é medida. Uma curva de calibração é geralmente estabelecida antes do teste varrendo a amostra duas vezes, uma com a amostra seca e a outra 100 % saturada com o fluido que vai ser monitorado. Uma das técnicas de medição de saturação mais populares é a absorção de raios-X, mas a ressonância magnética nuclear, a atenuação de raios gamma e o bombardeio de nêutrons são métodos que também têm sido utilizados com sucesso. Por outro lado, técnicas de varrido multidimensional, tais como a varredura com tomografia computadorizada (CT) e o mapeamento com ressonância magnética nuclear (RMN), são efetivas ferramentas usadas na construção de curvas de permeabilidade relativa que têm sido adotadas para obter informação adicional sobre a heterogeneidade da rocha e a distribuição da porosidade. Por meio dessas ferramentas e junto com softwares de reconstrução de imagens o comportamento da frente dos fluidos também pode ser monitorado (Honarpour e Mahmood, 1988).
2.2 Histerese da Permeabilidade Relativa
Na engenharia de reservatórios várias técnicas são usadas para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório. Práticas como a injeção de água e gás têm o efeito secundário de mudar a configuração dos fluidos do reservatório. Depois disso, o sistema tem um comportamento diferente, que depende não somente do estado atual do reservatório, mas também, do seu histórico de saturação. Muitas variáveis apresentam essa “memória”, conhecida como histerese, que deve ser integrada aos processos de modelagem de reservatórios. A histerese das curvas de permeabilidade relativa ocorre quando um meio poroso que exibe forte preferência de molhabilidade a uma fase específica sofre mudança na
sua saturação por causa de um processo de embebição ou drenagem. Quando isto ocorre a fase não molhante está sujeita a ser trapeada pela fase molhante (Gutierrez, 2016).
A Figura 2.3 permite observar o fenômeno de histerese que ocorre na curva de permeabilidade relativa ao gás após um teste de drenagem e embebição de um sistema gás-água. Nesse sistema durante o processo de embebição, a fase não molhante (gás) começa ficar trapeada por causa da invasão da fase molhante (água) criando diferencias entre o processo de drenagem e embebição. Essa mudança é reconhecida como histerese da permeabilidade relativa.
Figura 2.3 Histerese da permeabilidade relativa do gás Fonte: Adaptado de Spiteri et al. (2005)
Land (1968) determinou uma constante empírica baseada em dados experimentais (Equação 2.6), obtidos a partir de um processo de embebição seguido de uma drenagem, para estimar a saturação de gás aprisionado no meio poroso:
(2.6)
Onde
C: Coeficiente de trapeamento de Land Sgr: Saturação de gás residual.
Sgi: Saturação de gás inicial
A maioria dos modelos de histerese é baseada nesta relação empírica, que foi desenvolvida a partir de arenitos fortemente molháveis à água. A constante de Land é função
da tensão interfacial entre os fluidos e a permeabilidade absoluta da rocha, sendo variável durante os ciclos de injeção de água e gás (Spiteri, 2005).
Ruprecht et al. (2014), realizaram um estudo experimental de histerese de gás residual trapeado e permeabilidades relativas em um sistema CO2 salmoura em condições de
reservatório, 1305 psi e 50°C, em uma amostra de arenito da formação Berea (Estados Unidos). Os autores utilizaram um aparelho para construir as curvas de permeabilidades relativas ao gás e à salmoura, krg e krb, de drenagem e embebição em estado permanente
empregando Tomografia Computadorizada (TC) para monitorar as saturações durante os experimentos. Foram realizados três experimentos de drenagem e embebição. Os resultados apresentados pelos autores mostram que as curvas de permeabilidade relativa da água não apresentaram histerese, enquanto as curvas de permeabilidade relativa do CO2 exibiram
histerese devido ao aumento de gás trapeado em cada evento de embebição do estudo.
Machado (2013) realizou um estudo experimental em estado permanente para avaliar os efeitos de histerese nas curvas de permeabilidade relativa em um sistema trifásico simulando um processo WAG que consistiu na injeção alternada de salmoura de alta salinidade (100 000 ppm) e nitrogênio em uma rocha calcária (coquina) de afloramento, análoga aos reservatórios do pré-sal, saturada com óleo e água residual em condições de pressão e temperatura ambiente. Neste trabalho, os dados de permeabilidade relativa obtidos nos experimentos foram ajustados através da equação de Corey, aplicando expoentes correspondentes a meios porosos homogêneos para as curvas de permeabilidade relativa à água, enquanto expoentes relativos a meios heterogêneos foram aplicados para as curvas de permeabilidade relativa ao óleo e gás. Tais resultados podem estar relacionados ao comportamento de molhabilidade mista da rocha carbonática. Os resultados obtidos permitiram verificar os efeitos de histerese tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas curvas de permeabilidade relativa à salmoura, diferente do observado por Ruprecht
et al. (2014) que observaram histerese somente nas curvas de permeabilidade relativa ao gás.
Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Além disso, os valores medidos de permeabilidades relativas foram baixos, esse fato pode estar relacionado com fenômenos de migração de finos e precipitação de sal. Por outro lado, a injeção alternada de fluidos imiscíveis (salmoura e N2,
neste caso) apresentou alterações nas saturações dos fluidos contidos originalmente na amostra principalmente na saturação de óleo que alcançou uma redução total de 47% da sua saturação inicial; enquanto que uma grande quantidade do gás ficou trapeada no meio poroso
no final do teste, ocupando 37% do volume poroso, que consequentemente é o efeito esperado em um processo WAG. Ademais, a constante de trapeamento de Land e o fator de saturação residual de óleo foram medidos ao longo da amostra, sendo esses valores de vasta importância para modelar e prever o comportamento dos processos de recuperação avançada tipo WAG.
Laboissière (2014), em um trabalho experimental, investigou a influência de diferentes propriedades rocha/fluido sobre a saturação de gás trapeada e a histerese da permeabilidade relativa ao gás em escoamento bifásico de água deionizada de alta salinidade (200000 ppm NaI) e dióxido de carbono. Além disso, investigou os efeitos da histerese de permeabilidades relativas ao gás e à água em escoamento trifásico simulando um processo de recuperação WAG, utilizando água destilada deionizada de alta salinidade (100000 ppm NaI e 100000 ppm NaCl), nitrogênio e óleo mineral EMCA, em duas amostras de coquina (amostra A para os experimentos bifásicos: 76 cm de comprimento e 5,1 cm de diâmetro; amostra B para os experimentos trifásicos: 21 cm de comprimento e 3,5 cm de diâmetro). Os testes foram realizados em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas em condições de pressão de 700 a 7000 psi e temperatura de 22 e 65°C. As distribuições de saturação foram monitoradas por tomografia computadorizada. Os resultados do estudo revelaram que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Também, os coeficientes de trapeamento de Land obtidos nesse trabalho apresentaram variação local e global influenciada pelas propriedades da rocha e dos fluidos incluindo a viscosidade e densidade. Foram evidenciados eventos de dissolução e precipitação nos testes com CO2 e
água carbonatada. Finalmente, concluiu-se que os efeitos de histerese da permeabilidade relativa observados (reduções das permeabilidades relativas ao gás e à água) foram dependentes do processo de injeção cíclica de gás e água, e do histórico de saturações dos fluidos. O trabalho de Laboissière (2014) é muito importante já que além de ter sido realizado no Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR), o seu estudo apresenta resultados que poderiam ter relação com os resultados desse trabalho devido às condições operacionais e os fluidos utilizados.
2.3 Tomografia Computadorizada de Raios-X
Segundo Hunt et al. (1988) a varredura de CT (computed tomography), ou
tecnologia de raios-X não destrutiva que produz uma imagem da seção transversal de um objeto pela passagem de X reconstruindo a matriz de coeficientes de atenuação de raios-X. Esse método é rápido, de 50 milisegundos a 7 minutos por imagem, dependendo da geração tecnológica do instrumento, e requer pouca preparação da amostra. Uma seção transversal mapeada pode ser dividida em uma matriz de voxels (elementos de volume). A atenuação do número inicial de fótons de raios-X, N0, passando através de cada voxel que têm
um coeficiente de atenuação, μ, reduz o número fótons transmitidos a N de acordo com a lei de Beer (equação 2.7):
(2.7)
Onde x é a dimensão do voxel na direção do raio-X. Os parâmetros dos materiais que determinam o coeficiente de atenuação linear do voxel incluem a densidade, ρ e o coeficiente de atenuação da massa, μm:
(2.8)
Por sua vez, o coeficiente de atenuação da massa depende do número atômico do material e a energia do fóton do raio. Para voxels com vários componentes, como grãos minerais e porosidade, a dependência do número atômico é ponderada pela fração em volume de cada componente. Assim, a composição e a densidade do material dentro do voxel determinarão seu coeficiente de atenuação linear. Uma convenção na imagiologia médica é normalizar o coeficiente de atenuação linear ao coeficiente da água:
(2.9)
Por definição, o ar e a água têm números de CT, NCT, de -1000 e 0, respectivamente.
Além das aplicações convencionais na medicina, o uso para caracterizar o escoamento de fluidos no meio poroso é bem conhecido atualmente (Hunt et al., 1988).
Como relata o item 2.1.2.2 a saturação in situ da distribuição dos fluidos no meio poroso pode ser determinada a partir de imagens de CT. O mesmo procedimento é aplicado para a determinação do espaço vazio ou porosidade de uma amostra de rocha. Laboissière (2014), com o objetivo de determinar a porosidade aplicou a seguinte equação:
(2.10)
Onde CTsm e CTsnm foram obtidos através das tomografias da rocha completamente saturada
com cada um dos fluidos (CTsm para a fase molhante e CTsnm para a fase não molhante). CTm e CTnm são os números de CT puros de cada fluido obtidos através de tomografias. No mesmo
trabalho, Laboissière (2014), considerando as atenuações da rocha saturada com cada fluido e sabendo que Sm + Snm = 1, determinou a saturação dos fluidos em um sistema bifásico
gás-água, utilizando um nível de energia de 130 KeV com a seguinte equação:
(2.11)
Onde CTS(m+nm), corresponde às tomografias obtidas da rocha saturada com as duas fases
durante os ensaios no instante de interesse, ou seja, no momento de estabilização das vazões volumétricas dos fluidos de injeção na entrada e saída e a estabilização do diferencial de pressão.
2.4 Injeção de Água Alternada com Gás
Inicialmente, a injeção de água alternada com gás como método de EOR foi implantada para melhorar a eficiência de varrido em processos de injeção de gás. Essa técnica foi implementada pela primeira vez em 1957 em Alberta, Canadá em um reservatório de arenito pela companhia Mobil, como uma combinação de dois métodos convencionais de recuperação: injeção de gás e injeção de água (Afzali et al., 2018). O processo WAG envolve a injeção de um volume de gás no reservatório seguido por um volume de água. O processo basicamente envolve dois estágios. No primeiro, o gás injetado reage com o óleo inchando-o e consequentemente reduzindo a viscosidade e tornando o óleo mais móvel. A tensão interfacial do sistema gás-óleo é menor que a do sistema óleo-água e isto permite que o óleo que não tinha sido contatado com a injeção de água durante a recuperação secundária seja contatado pelo gás na injeção WAG (Muhammad, 2015). Enquanto que no segundo estágio (injeção do volume de água), devido à densidade da água ser maior, a água vai varrer o fundo do reservatório e estabilizará a frente deslocante através da geração de uma razão de mobilidade mais favorável (Afzali et al. 2018).
Vários autores classificam de modo detalhado os processos de injeção WAG os quais incluem: miscible water alternating gas (MWAG), inmiscible water alternating gas (IWAG),
hybrid water alternating gas (HWAG), foam assisted water alternating gas (FAWAG), simultaneous water alternating gas (SWAG) e selective water alternating gas (SSWAG)
(Christensen et al. 1998). Na injeção WAG miscível, a pressão de reservatório está acima da pressão mínima de miscibilidade (PMM), que é definida como a pressão mínima requerida
para que ocorra miscibilidade entre dois fluidos. A miscibilidade ocorre quando o fluido deslocante e o fluido deslocado se misturam sem nenhuma interferência. Uma vez que a pressão diminui atingindo um valor abaixo da PMM, a miscibilidade será perdida e o processo se torna imiscível (Muhammad, 2015).
Em janeiro de 1972, o primeiro projeto comercial de injeção de CO2 como método de
EOR foi iniciado no oeste do Texas. Desde então, a aplicabilidade dos métodos de EOR que usam CO2 tem se tornado global, e os métodos têm sido utilizados em distintos cenários
permitindo a recuperação significativa de petróleo em campos maduros como também nos estágios iniciais de desenvolvimento. Projetos que envolvem a injeção de CO2 são mais
comuns em terra do que offshore. Isto pode ser explicado pelo fato que o custo de implementação de um projeto de injeção de CO2 em terra é de longe menor do que a
implementação offshore (Bondor et al. 2005). Outro fator importante, segundo Moreira et al. (2012), que justifica a pequena quantidade de projetos de EOR offshore no mundo é que esses métodos requerem capacidades adicionais de instalações que podem não estar disponíveis em ambientes offshore. Apesar disso, como os campos offshore tendem a ser significativamente maiores do que os campos em terra, por outras palavras, há mais petróleo para ser recuperado nos campos offshore, o que indica a atratividade em implementar projetos de EOR em ambientes offshore, como também em terra (Hauville et al. 2014).
Christensen et al. (2001), apresentaram uma revisão dos projetos de injeção WAG (trabalhos de campo) desenvolvidos desde o início da aplicação dessa técnica na década de 1950 até o ano 2000. Reuniram 59 casos disponíveis na literatura, em que a técnica WAG foi usada de maneira miscível e imiscível, injetando diferentes gases como: gás hidrocarboneto, CO2 e N2 em reservatórios de óleo de diferentes litologias. A revisão permitiu obter dados
estatísticos que mostraram a importância da técnica WAG miscível como método de recuperação injetando CO2 em reservatórios carbonáticos. Consequentemente, dos 59 projetos
revisados pelos autores, 79% eram de injeção miscível de gás, 47% injetaram CO2 e 38%
foram desenvolvidos em reservatórios de rochas carbonáticas. Além disso, os resultados apresentados mostraram maior fator de recuperação nos projetos que aplicaram injeção de CO2 miscível, do mesmo modo, os reservatórios de litologia carbonática foram os que
apresentaram maior recuperação de óleo.
No Brasil, o CO2 tinha sido pouco utilizado como um método de EOR, mas isso
mudou com o campo de Lula quando a emissão na atmosfera deixou de ser uma opção devido a razões ambientais, e também não foi possível transportá-lo à terra por questões técnicas e de
