Avaliação da interação óleo-solução aquosa de baixa salinidade em escala de poro via microtomografia de raios X: uma análise voltada à recuperação melhorada de óleo

Abstract

Sendo o petróleo um produto bastante utilizado industrialmente, é crescente a necessidade de aprimoramento de sua recuperação em rochas reservatório. É sabido que os reservatórios de petróleo são constituídos basicamente por arenitos e carbonatos, sendo que os reservatórios de carbonatos contam com mais de 60% das reservas de petróleo descobertas do mundo. Em razão disso, este trabalho deu ênfase às rochas carbonáticas, as quais em condições de reservatórios de petróleo, em sua maioria, possuem molhabilidade de neutra à molhável ao óleo, o que resulta em uma baixa produção de óleo com o uso de técnicas convencionais de recuperação. O uso da salmoura de baixa salinidade como método de recuperação avançada de óleo, ou Enhanced Oil Recovery (EOR) com a finalidade de alterar a molhabilidade da rocha tem sido amplamente estudado nas últimas décadas, retratando bons resultados em escala laboratorial. No entanto, ainda existem muitas incertezas quanto aos mecanismos que ocorrem por trás desta alteração da molhabilidade. No presente trabalho, foi utilizada uma amostra de rocha carbonática com traços de dolomita. A mesma foi envelhecida em um modelo de óleo (solução de dodecano com ácido esteárico) à 70 oC durante 96 h adquirindo molhabilidade mista e fracionada. Foi avaliada, via microtomografia de raios-X (µCT), a recuperação de óleo com o uso de injeção de salmouras em duas concentrações molares, alta (1,5 M) e baixa (0,3 M), nos modos secundário e terciário, respectivamente, onde foi permitido visualizar e analisar o deslocamento dos fluidos por meio de imagens em 2D e 3D. A salmoura de alta salinidade inicia o processo de recuperação de óleo pelo mecanismo do tipo pistão por meio do menisco terminal principal (MTM), e é seguida da salmoura de baixa salinidade a qual altera a molhabilidade do sistema salmoura-óleo-rocha de molhável ao óleo à intermediária em algumas regiões e, como consequência, mais óleo é desprendido. O desprendimento de óleo fica ainda mais pronunciado quando o número capilar muda do regime capilar para o viscoso. A redução da saturação de óleo com o uso da salmoura de baixa salinidade nos dois regimes (capilar e viscoso) foi ratificada pela redução dos volumes de alguns clusters, como também pelo cálculo da saturação residual de óleo em toda a amostra.

Abstract: Since petroleum is a product widely used industrially, constant improvement of its recovery from reservoir rocks is required. Petroleum reservoirs are basically comprised of sandstone and carbonates, and carbonate reservoirs account for more than 60% of the known global petroleum reserves. Thus, this study was focused on the latter. Most carbonate rocks that are petroleum reservoirs have wettability from neutral to oil-wet, resulting in low oil production with the employment of conventional recovery techniques. The use of low salinity brine as an advanced method of oil recovery, known as enhanced oil recovery (EOR), aiming to alter the rock wettability, has been widely studied in recent decades and good results have been obtained at the laboratory scale. However, there is still a lot of uncertainty regarding the mechanisms involved in this change of wettability. In this study, a sample of carbonate rock with traces of dolomite was used. The sample was aged in an oil model (a solution of dodecane with stearic acid) at 70 ºC for 96 h, acquiring mixed and fractional wettability. The oil recovery method used was the injection of brine in two molar concentrations: high (1.5 M) and low (0.3 M), in the secondary and tertiary modes, respectively. The process was evaluated with the aid of X-ray microtomography (µCT), which allowed the fluid displacement to be visualized and analyzed based on 2D and 3D images. The high salinity brine starts the oil recovery process through a piston-type mechanism via the main terminal meniscus (MTM) and the low salinity brine then changes the wettability of the brine-oil-rock system from oil-wet to intermediate in some regions and, as a result, more oil is released. The release of oil increases when the capillary number shifts from the capillary regime to the viscous regime. The reduction in the oil saturation using low salinity brine in the two regimes (capillary and viscous) was verified by the smaller volumes of some clusters as well as through the calculation of the residual saturation of the oil in the whole sample.