Os geocientistas da Universidade de Calgary desenvolveram uma nova tecnologia que mede, em uma escala extremamente fina, a interação entre a água e outros fluidos e rochas de um reservatório de petróleo não convencional.

Os pesquisadores da Faculdade de Ciências usaram seu sistema de microinjeção juntamente com imagens ao vivo para medir com precisão a interação fluido-rocha, chamado de "molhabilidade, "no microscópio, ou microescala, pela primeira vez.

"Também mostramos que ocorre uma significativa variabilidade em microescala na molhabilidade, medido pelos ângulos de contato das microgotas de óleo e água com a superfície da rocha. Essa variabilidade depende da composição do substrato (rocha), "diz Chris Clarkson, professor do Departamento de Geociências, e Alberta Innovates Technology Futures / Shell / Encana chair na pesquisa de gás não convencional e óleo leve.

A pesquisa aumenta a compreensão de como a molhabilidade varia em reservatórios de petróleo, que ajudará a otimizar os processos de recuperação de hidrocarbonetos e pode levar a novos métodos de extração de petróleo e gás não convencionais. O estudo da equipe, "Imagens ao vivo de experimentos de micro-molhabilidade realizados para reservatórios de óleo de baixa permeabilidade, "é publicado em Relatórios Científicos , um jornal no topo do ranking Natureza Series.

Método convencional é impreciso

Compreender a molhabilidade é crucial para otimizar a recuperação de óleo e gás natural, incluindo no não convencional, ou "apertado, "reservatórios onde a baixa permeabilidade da rocha reduz o caminho por onde o petróleo e o gás podem fluir.

Avanços recentes na geração de imagens permitem que as estruturas de poros de rocha e composições de reservatórios apertados sejam caracterizadas em escala sub-mícron. Esta informação é usada em modelos em escala de poro, para prever propriedades importantes do reservatório, como permeabilidade (a capacidade da rocha de transmitir fluido através de poros e rachaduras).

Contudo, as empresas ainda costumam medir a molhabilidade em uma escala macro muito maior (da ordem de milímetros), usando gotas de água, óleo e outros fluidos colocados na superfície de um núcleo de rocha.

O problema é que os controles de molhabilidade e como ela varia ocorrem com mudanças na composição da rocha em escala micro - até grãos minerais individuais na rocha, Notas de Clarkson. Portanto, as medições em escala macro de molhabilidade não refletem essas mudanças adequadamente, "e pode fornecer resultados enganosos quando combinados com modelagem em escala de poros usada para prever o fluxo de fluido multifásico nessas rochas, " ele diz.

"Nosso objetivo é criar 'mapas de molhabilidade' para quantificar a mudança na molhabilidade em toda a superfície na escala de mícron, e preencha os modelos em escala de poro com essas informações. "

A equipe estudou diferentes métodos de micro-umectabilidade

A equipe estudou três métodos diferentes para medir a molhabilidade em escala micro, em amostras de núcleo de rocha de uma formação de óleo tight em produção em Saskatchewan. O primeiro método envolveu a imagem de microgotas de água destilada condensadas e evaporadas de amostras de rocha por meio de um processo de resfriamento e aquecimento. O segundo método embebeu água ou óleo nas amostras - deixando a rocha absorver os fluidos - e então congelando as amostras criogenicamente e fazendo imagens de raios-X de pequenos pedaços da rocha.

Na terceira e mais inovadora abordagem, a equipe microinjetou nano litros de água em locais precisos nas amostras de rocha, controlar os fluidos através de um microcapilar - um 'tubo' menor que a cabeça de um alfinete.

Eles capturaram imagens de vídeo ao vivo de todos os três métodos usando um microscópio eletrônico de varredura de emissão de campo ambiental (E-FESEM), localizado na unidade de instrumentação da UCalgary para microscopia eletrônica analítica. Clarkson diz que a imagem com lapso de tempo "nos permitiu identificar o ponto exato para medir os ângulos de contato adequados entre os fluidos e a superfície da rocha".

A imagem também permitiu à equipe medir a taxa de embebição do fluido na rocha. Isso é importante no fraturamento hidráulico de reservatórios não convencionais para aumentar a recuperação de óleo e gás, para avaliar o impacto dos fluidos injetados na alteração das propriedades do reservatório.

Próxima etapa:fluidos de design para melhorar a recuperação

Todos os quatro membros da equipe são co-autores do estudo. Clarkson teve a ideia de usar o E-FESEM para realizar estudos sistemáticos de micro molhabilidade. Hanford Deglint, um aluno de doutorado de Clarkson, desenvolveu um método inovador para extrair e calcular os ângulos de contato nos experimentos de micro-umectabilidade e auxiliou no projeto experimental. Ele e o tecnólogo em geociência Chris DeBuhr configuraram e executaram os experimentos. Amin Ghanizadeh, um associado de pesquisa em geociências, realizaram medições de macro molhabilidade em amostras para compará-las com os resultados de micro molhabilidade.

A próxima etapa da equipe, em um projeto separado financiado pelo Canada First Excellence Fund, é colaborar com os colegas da UCalgary no projeto de fluidos contendo, por exemplo, nanopartículas ou polímeros que podem alterar a micro-umectabilidade das rochas reservatório.

"Isso nos permitirá adaptar os fluidos ao tipo de rocha que temos, para manipular a molhabilidade e melhorar a recuperação de tight oil e gás, "Clarkson diz.