Estudo da molhabilidade de minerais e do processo de envelhecimento

A molhabilidade de rochas reservatórios é fundamental na aplicação eficiente de métodos de recuperação avançada de óleo. No sistema água salina/rocha/óleo, a molhabilidade influencia o deslocamento do óleo no interior da rocha em presença de água salina. Fatores externos como pressão e temperatura do reservatório, as composições químicas da rocha e dos fluidos, e o preparo da amostra em laboratório podem alterar o estado de molhabilidade. Este estudo é motivado pela falta de informações sobre o procedimento experimental de envelhecimento da rocha. O trabalho possui o objetivo de estudar a molhabilidade de rochas carbonáticas e arenito por meio do método quantitativo de medição de ângulo de contato, padronizando, ao final, o método mais adequado de envelhecimento em óleo bruto vindo de um campo do présal brasileiro. Com base nos resultados, foi possível observar que minerais carbonáticos tendem a ser molháveis por óleo, enquanto o mineral arenito possui maior afinidade por água salina. A variação do tempo de residência em óleo alterou as medições de ângulo de contato para os três minerais, tendo os resultados 15 dias de envelhecimento sido mais representativos. A imersão em óleo bruto ao longo de 15 e 30 dias deixou explícita a influência do processo de envelhecimento da amostra na medição do ângulo de contato devido à grande diferença entre as medições com relação às de 1, 3 e 5 dias. O método da centrífuga teve menor impacto sobre as medições quando comparado ao método dos solventes. Foram avaliados os cenários em que as medições de ângulos de contato apresentaram maior coerência com a tendência do estado de molhabilidade considerando, de acordo com a literatura, todos os fatores que podem alterá-la. Os resultados fornecem informações importantes sobre o estado de molhabilidade dos minerais e o impacto de fatores externos sobre sua caracterização. Para representar adequadamente a molhabilidade desses reservatórios, o método de envelhecimento dos minerais foi padronizadoThe wettability of reservoir rocks is fundamental in the efficient application of advanced oil recovery methods. In the salt water/oil/rock system, the wettability influences the displacement of the oil within the rock in the presence of salt water. A series of external factors - such as reservoir pressure and temperature, rock and fluid chemical compositions, and sample preparation in the laboratory - can alter the wettability. This study is motivated by the lack of information on experimental procedures of rock aging. The aims of this research is to study the wettability of carbonates and sandstone by means of the quantitative method of contact angle measurement. In the end, the most suitable method of aging in crude oil from a Brazilian pre-salt field were standardizing. Based on the results, it was observed that carbonate minerals tend to be oil-wet, while the mineral sandstone has a higher affinity for salt water. The variation of the residence time in oil changed the contact angle measurements for the three minerals, and the results of 15 days of aging were more representative. The immersion in crude oil throughout 15 and 30 days explicitly showed the influence of the aging process of the sample on the measurement of the contact angle due to the great difference between the measurements from 1, 3 and 5 days. The centrifuge method had less impact on the measurements when it is compared to the solvent method. The scenarios in which the contact angle measurements showed greater coherence with the tendency of the states of wettability were evaluated, considering, according to the literature, all the factors that can change it. The results provide important information on the wettability of minerals and the impact of external factors on their characterization. To properly represent the wettability of these reservoirs, the mineral aging method was standardize