Santiago Gabriel Drexler
Título
ESTUDO DAS INTERAÇÕES FLUIDO-FLUIDO E ROCHA FLUIDO: IMPACTO DO CO2 DISSOLVIDO NA TENSÃO INTERFACIAL E MOLHABILIDADE NO CENÁRIO DO PRÉ-SAL BRASILEIRO
Resumo
Os reservatórios carbonáticos do Pré-sal estão entre as principais descobertas das últimas décadas, sendo capazes de mudar a economia brasileira. Entretanto, eles apresentam desafios únicos para sua produção. Os dados publicados empregando rochas e fluidos análogos aos do Pré-sal são limitados e as interações rocha-fluido e fluido-fluido que governam o deslocamento ainda precisam ser compreendidas. Neste contexto, este trabalho apresenta dados experimentais confiáveis e promove discussões com o objetivo de melhorar os modelos dos reservatórios do Pré-sal. O escopo desta pesquisa é avaliar a molhabilidade inicial (MI) e a tensão interfacial (IFT) como pilares destas interações, com ênfase no impacto do CO2. A customização de metodologias experimentais, adequadas às condições de reservatório, permitiu concluir que: as rochas do Pré-sal apresentam molhabilidade ao óleo e assim, o envelhecimento das amostras é necessário para atingir a molhabilidade inicial; as composições ácido/base e SARA do óleo são essenciais para o envelhecimento das amostras; a dissolução de CO2 modifica a molhabilidade inicial para mais molhável à água e, portanto, reservatórios do Pré-sal que possuem alta concentração de CO2 podem apresentar molhabilidade inicial intermediária; por fim, a presença de compostos surfactantes resulta em baixa IFT entre os óleos e a salmoura, logo a presença de CO2 não contribui significativamente com o aumento do Número Capilar.
Abstract
Pre-Salt carbonate fields are among the most important discoveries of the last decades representing economy game-changing assets in Brazil. Nevertheless, these reservoirs present unique challenges for their development. Literature data for fluids and rocks analogous to Pre-Salt conditions is limited, and the rock-fluid and fluid-fluid interactions remain to be understood. In this context, this work aims to contribute with reliable experimental results and discussions to improve the Pre-Salt reservoir models. The scope of this research is to evaluate initial wettability and interfacial tension as pillars of these interactions with focus on the impact of CO2. Customizing experimental methodologies for material characterization, initial wettability and interfacial tension evaluation at reservoir conditions, it was possible to reach the following conclusions: Aged Pre-Salt rocks were oil-wet., and rock aging is required to achieve the initial wettability. Crude’s acid/base and SARA compositions play an important role during the aging process; CO2 dissolution rendered initial wettability towards water-wet. Thus, PreSalt reservoirs with elevated CO2 concentration are likely to be intermediate to water-wet at initial conditions; finally, the presence surface-active compounds in the oils resulted in a low interfacial tension with brine, so the presence of CO2 did not contribute to increase the Capillary Number.
