Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências

Resumo: A molhabilidade tem sido reconhecida como um fator importante controlando a localização microscópica, distribuição e escoamento de fluidos em um meio poroso. Afeta a saturação de água irredutível e de óleo residual assim como as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar do meio...

Resumo: A molhabilidade tem sido reconhecida como um fator importante controlando a localização microscópica, distribuição e escoamento de fluidos em um meio poroso. Afeta a saturação de água irredutível e de óleo residual assim como as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar do meio poroso, impactando significativamente na recuperação final de óleo. Evidencias de estudos de laboratório têm mostrado que as rochas carbonáticas são de molhabilidade mista a preferencialmente molhadas por óleo. Estas condições são desfavoráveis para a embebição espontânea da água e, portanto, para projetos de injeção de água como método de recuperação. Conforme estudos sobre interações óleo/água/rocha, a composição e propriedades da água injetada podem alterar as propriedades de molhabilidade das rochas durante processos de injeção de água, melhorando a recuperação de petróleo. O principal objetivo deste trabalho é caracterizar a molhabilidade de um bloco de coquinas de afloramento provenientes da Formação Coqueiro Seco - Bacia Sergipe-Alagoas, que são equivalentes às rochas dos reservatórios do pré sal. As medidas do índice de molhabilidade foram realizadas pelo método de Amott, que combina a embebição espontânea e forçada de fluidos para determinar a molhabilidade média das amostras carbonáticas. Óleo mineral e soluções aquosas com salinidade variando de 10000 a 140000 ppm de NaCl foram usadas para representar o óleo e a água de injeção, respectivamente. Os resultados obtidos dos testes realizados neste estudo evidenciam que este tipo de rocha é de molhabilidade mista a preferencialmente molhadas por óleo

Abstract: Wettability has been recognized as an important factor controlling the microscopic location, distribution and fluid flow through a porous medium. It affects the irreducible water saturation and residual oil saturation as well as the relative permeability curves and capillary pressure...

Abstract: Wettability has been recognized as an important factor controlling the microscopic location, distribution and fluid flow through a porous medium. It affects the irreducible water saturation and residual oil saturation as well as the relative permeability curves and capillary pressure impacting the ultimate recovery oil. Evidence from laboratory studies have shown that carbonate rocks are mixed wettability to preferentially oil wet which are unfavorable conditions for spontaneous imbibition of water and therefore in the design of a waterflooding process as a recovery method. As studies on oil/water/rock interactions the composition and properties of the injected water can alter the wetting properties of rocks during a waterflooding improving oil recovery. The main objective of this work is to measure the wettability of coquina outcrops from the Coqueiro Seco Formation - Sergipe-Alagoas Basin, which are equivalent to pre-salt reservoir rocks. Wettability index measurements were carried out with the Amott method which combines spontaneous and forced imbibition of fluids to determine the average wettability of carbonate cores. Mineral oil and brines with salinity ranging from 10.000 to 140.000 ppm of NaCl were used to represent crude oil and the injection brine respectively. The results of the tests addressed in this study provided evidences that these rocks are mixed-wet to preferentially oil-wet