Estudo experimental, modelagem e simulação da injeção de salmouras e CO2 em reservatórios carbonáticos

• Autor(a) principal: Bastos, Ladislane dos Santos
• Data de Publicação: 2023
• Tipo de documento: Tese
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFBA
• Texto Completo: https://repositorio.ufba.br/handle/ri/37190
• topic: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICA; Pré-sal; Petróleo; CO2; Água de baixa salinidade; Água do mar; Carbonato; WAG; Pre-salt; Oil; CO2; Low salinity water; Seawater; Carbonate; WAG

O desenvolvimento e aprimoramento de métodos de recuperação avançada de petróleo (EOR) para aumentar a taxa de recuperação de óleo representa um dos principais desafios da engenharia de reservatórios. Injeção de água e gás são métodos amplamente utilizados. Por isso, no contexto do pré-sal brasileiro, água do mar e CO2 são importantes candidatos a serem utilizados como métodos EOR, devido a alta disponibilidade destes fluidos. Injeção de CO2 tem recebido atenção especial porque favorece a recuperação ao proporcionar uma condição de miscibilidade ou quase miscibilidade no reservatório; e por ser uma opção de destino para esse gás de efeito estufa, já que o gás associado do pré-sal possui altas concentrações de CO2. Além da própria injeção de água do mar, o uso de água do mar diluída (água de baixa salinidade), que é um processo relativamente novo, também tem sido relatado por vários autores como um método que aumenta o fator de recuperação de óleo. Outra abordagem que tem sido avaliada é a associação das vantagens particulares de injeções contínuas desses fluidos, através da injeção alternada (WAG). No entanto, entender os efeitos de cada um destes métodos é um desafio devido a complexidade das interações entre a rocha, o óleo e a fase aquosa. Portanto, a necessidade de uma compreensão adequada dos mecanismos envolvidos na recuperação de óleo quando estes métodos são utilizados em reservatórios carbonáticos, característicos do pré-sal, motiva a realização dos estudos experimentais e de modelagem e simulação que foram desenvolvidos na presente tese. Os resultados dos estudos de simulação, realizados com dados da literatura, corroboram o entendimento do efeito sinérgico entre CO2 e salmouras trazendo uma visão do processo dinâmico de recuperação e escoamento do óleo, em que diferentes fatores influenciam simultaneamente. Na análise dos resultados é dado ênfase: à interação dos fluidos com a rocha, o que pode resultar em dissolução mineral e alteração da molhabilidade; à solubilidade de CO2 no óleo e na fase aquosa, que leva a alteração de propriedades das fases que tem efeito direto na recuperação de óleo, como densidade e viscosidade; e à influência da caracterização do sistema nas estimativas de recuperação, considerando a distribuição de propriedades petrofísicas e as curvas de permeabilidade relativa. Por sua vez, os resultados obtidos em laboratório apresentam dados experimentais inéditos de caracterização de um óleo oriundo do Campo de Lula no pré-sal brasileiro com restrita divulgação na literatura. Além disso, testes de injeção em testemunho e medições de tensão interfacial e ângulo de contato foram realizados nesse trabalho, destacando: i) a recuperação adicional de óleo quando aplicado injeção contínua de água do mar e de água de baixa salinidade em modo secundário e também durante injeção alternada de CO2 com água do mar ou com água de baixa salinidade em modo terciário no sistema avaliado; ii) que os efeitos composicionais de interação do CO2 com o óleo e com a fase aquosa e o controle de mobilidade do processo WAG foram os mecanismos mais relevantes para o incremento da produção observado em modo terciário; iii) e que as interações geoquímicas da salmoura investigada tiveram menor influência na recuperação visto que a rocha dolomítica utilizada apresentou comportamento inicial ligeiramente molhável a água.