BR112013002938A2

BR112013002938A2 - aparelho e método para testar múltiplas amostras

Info

Publication number: BR112013002938A2
Application number: BR112013002938-2A
Authority: BR
Inventors: Ian Ralph Collins; John William Couves; Bogdan Costin Gagea; Arnaud Lager; Kevin J Webb
Original assignee: Bp Exploration Operating Company Limited
Priority date: 2010-08-06
Filing date: 2011-07-29
Publication date: 2020-08-25
Also published as: AU2016200753B2; WO2012017197A1; EA026873B9; CN107101922A; CA2806460A1; CA2806460C; US20160109334A1; AU2016200753A1; EA201300212A1; CN103270240B; AU2011287419B2; MX349608B; EA201600496A1; US9261435B2; EP2601377A1; EA026873B1; US9804062B2; US20130125630A1; CN103270240A; AU2011287419A1

Abstract

APARELHO E MÉTODO PARA TESTAR MÚLTIPLAS AMOSTRAS. A invenção se refere a um aparelho para a injeção simultânea de fluidos em uma pluralidade de amostras de suportes meios porosos, compreendendo: uma pluralidade de suportes para as amostras de meios porosos, cada suporte compreendendo uma luva e primeiro e segundo partos, o primeiro prato tendo uma entrada para a injeção de fluido e um segundo prato tendo uma saída para um fluido produzido, e as amostras de meios porosos sendo dispostas, em uso, em cada um dos suportes, de modo que o primeiro prato e o segundo prato de cada suporte contatem uma primeira extremidade e uma segunda extremidade da amostra de meio poroso, respectivamente, a entrada de cada primeiro prato estando em comunicação de fluido com uma linha de injeção para injeção de fluido na mostra de meio poroso disposta no suporte, a saída de cada segundo prato estando em comunicação de fluido com uma linha de efluente dedicada para a remoção de fluido produzido a partir da amostra de meio poroso disposta no suporte, meios analíticos on-line e/ou off/line para a análise dos fluidos injetados em cada uma das amostras de meios porosos, meios on-line e/ou off-line para a análise dos fluidos removidos de cada uma das amostras de meios porosos. Um método de injetar substancialmente um fluido nas amostras de meios porosos também é provido.

Description

E". APARELHO E MÉTODO PARA TESTAR MÚLTIPLAS AMOSTRAS , Esta invenção se refere a um método e a um aparelho - para a execução de testes de inundação de água e técnicas de recuperação de óleo melhoradas em múltiplas amostras de meios porosos.

Há longo é sabido que apenas uma porção do óleo bruto total presente em um reservatório pode ser recuperado durante um processo de recuperação primário, este processo primário resultando em o óleo ser recuperado sob a energia natural do reservatório. O reservatório tipicamente assume a forma de uma formação rochosa subterrânea portando óleo tendo porosidade suficiente e permeabilidade para armazenar. e transmitir fluidos, e ao que o óleo está associado, por exemplo, sendo mantido em poros ou entre grãos da formação rochosa. As assim denominadas técnicas de recuperação secundárias são usadas para se forçar o óleo adicional para fora do reservatório, o método mais simples sendo por uma ; substituição direta por um outro meio na forma de um fluido de deslocamento (também referido como um fluido de injeção), usualmente água ou gás. As técnicas de recuperação de óleo melhoradas (EOR) também podem ser usadas. A finalidade dessas técnicas de EOR não apenas é restaurar ou manter à pressão de reservatório, mas também melhorar o deslocamento de óleo no reservatório, desse modo minimizando à saturação de óleo residual do reservatório, isto é, o volume de óleo presente no reservatório. Quando a pressão de reservatório inicial está próxima do ponto de bolha do óleo bruto, as técnicas de recuperação de óleo secundário ou melhorado podem ser usadas mais cedo na vida de um campo, por exemplo, uma recuperação primária pode não

-. ocorrer. . Uma “inundação com água” é um dos métodos de o recuperação secundária usados mais extensivamente e mais bem sucedidos.

A água é injetada, sob pressão, nas formações rochosas de reservatório através de poços de injeção.

A água injetada atua para ajudar a manter a pressão do reservatório, e varre o óleo deslocado à frente dela através da rocha em direção aos poços de produção a partir do que o óleo é recuperado.

A água usada na inundação com água geralmente é água salina de uma fonte natural, tal como água do mar, ou pode ser uma água produzida (isto é, a água que é separada do óleo bruto na instalação de produção). Contudo, é sabido que o uso de uma água de injeção de salinidade baixa (por exemplo, água salobra, tal como água estuarina ou água doce, tal como água de rio ou água de lago) durante uma inundação com água pode aumentar a quantidade de óleo recuperada, se comparado com o uso de uma água de salinidade mais alta (por exemplo, água do mar, água produzida ou água de aquífero). Também é sabido que a redução do teor de cátion multivalente de uma água de injeção de salinidade mais baixa pode ter um impacto sobre a recuperação de óleo.

Contudo, águas de salinidade mais baixa, tal como água doce, frequentemente não estão disponíveis em um local de poço, por exemplo, em campos de óleo em alto-mar, e têm que ser feitas pela redução da concentração de sal dissolvido total (TDS) e/ou da concentração de cátions multivalentes de uma água de fonte usando técnicas de dessalinização, tal como osmose reversa ou osmose direta.

As águas de fonte que são conhecidas para serem tratadas desta maneira incluem água

1 do mar, água salobra, água produzida e água de aquífero. Águas de salinidade “baixa” para uso como água de -— injeção tipicamente têm um teor de sólidos dissolvidos total (TDS) na faixa de 200 a 15.000 Ppmv, preferencialmente de 500 a 12.000 ppmv. Quando a rocha de formação contém argilas expansíveis, em particular argilas de esmectita, um TDS elemento alto para a água de salinidade baixa é requerido, de modo a se estabilizar as argilas, desse modo se evitando o risco de danos à formação. Assim, quando a rocha de formação contém uma quantidade de argilas expansíveis suficientes "para resultarem em danos à formação, a água de salinidade baixa preferencialmente tem um teor de sólidos dissolvidos total (TDS) na faixa de 8.000 a 15.000 ppmv, em particular de

8.000 a 12.000 —ppmv. Quando a formação compreende quantidades de argilas expansíveis que não resultam em danos à formação, o TDS da água de fonte tipicamente está na faixa de 200 a 8.000 ppmv, preferencialmente de 500 a

8.000 ppmv, por exemplo, de 1.000 a 5.000 ppmv. Conforme discutido acima, a água de salinidade baixa também tem uma concentração baixa de cátions multivalentes tipicamente de 40 ppmv ou menos, preferencialmente de menos de 35 ppmv, mais preferencialmente de menos de 30 ppmv, por exemplo, de menos de 25 ppmv. Contudo, é preferido que a água de salinidade baixa contenha pelo menos alguns cátions multivalentes. Assim, um teor de cátion multivalente da água de salinidade baixa na faixa de 5 a 40 ppmv, preferencialmente de 10 a 40 ppmv, é aceitável.

A água presente no espaço de poro de uma rocha, referida a partir deste ponto como a “água da formação”,

x". pode variar na composição. Quando um fluído de deslocamento . é injetado sem a execução de uma recuperação primária ou VU imediatamente após a recuperação primária, a água da formação tipicamente compreenderá água conata, e quando o fluido de deslocamento é injetado após uma inundação com água prévia, a água da formação tipicamente compreenderá uma mistura de água conata e uma água previamente injetada, tal como água do mar ou água produzida.

Os fatores que controlam as interações entre óleo bruto, a formação rochosa, o fluido de injeção Ou deslocamento e a água da formação e seu efeito sobre a capacidade de umedecimento e a recuperação de óleo envolvem mecanismos complexos e, às vezes, que competem entre si. Atualmente, um teste de inundação de testemunho em laboratório (onde uma amostra de rocha é removida de um reservatório e, então, colocada sob as condições de reservatório para testes em laboratório) ou testes de rastreador químico de poço único (onde um fluido rotulado com rastreadores químicos apropriados é injetado em uma formação através de um poço de injeção e é produzido de volta a partir do mesmo poço) são aplicados, de modo a se determinar a saturação de óleo residual da formação, seguindo-se a uma técnica de recuperação de óleo melhorada, tal como inundação com água de salinidade baixa, e com base nos resultados, uma decisão pode ser feita quanto à se uma técnica de recuperação de 6leo melhorada, tal como inundação com água usando uma água de salinidade baixa, vale à pena. Estes testes consomem tempo e os resultados frequentemente não estão disponíveis durante o estágio de planejamento de um desenvolvimento de campo de óleo,

1 significando que um equipamento requerido para o tratamento . da água de injeção pode não ter sido incluído na instalação .-. de produção.

Também, a natureza consumidora de tempo destes testes significa que a composição da água de injeção frequentemente não é ótima para o reservatório, isto é, não foi otimizada para as características da rocha de reservatório, da água da formação é do óleo bruto.

A US2007/0009384 se refere à um aparelho para testes de rendimento alto de catalisadores potenciais, o qual é adequado para se testar um grande número de catalisadores pelo uso de uma pluralidade de métodos de análise, preferencialmente em paralelo ou em sucessão rápida.

Este aparelho tem um elemento reator o qual inclui pelo menos uma unidade de entrada de gás, uma pluralidade de câmaras de reação e pelo menos uma unidade de restrição.

A unidade de restrição tem uma pluralidade de canais, os quais são dispostos de maneira tal que pelo menos uma câmara de reação esteja em contato direto com pelo menos um canal da unidade de restrição.

A vantagem deste aparelho é que ele permite uma triagem rápida de catalisadores em potencial. os experimentos de inundação de testemunho convencionais são realizados usando-se uma única amostra de rocha de reservatório contida em um tubo porta-testemunho.

Seria vantajoso projetar um aparelho de inundação de testemunho de produção alta que seria capaz de simultaneamente inundar uma pluralidade de amostras de inundação de testemunho sob diferentes condições.

Contudo, o aparelho de produção alta descrito acima seria inadequado para esta finalidade, devido à necessidade de entradas e saídas de líquidos.

O. A determinação da saturação de óleo residual de . amostras de testemunho tiradas de uma formação portando -— óleo seguindo-se a técnicas de recuperação de óleo melhoradas, tais como inundação com água em modo secundário ou terciário consome tempo, devido à extensão de tempo gasta para se levar uma amostra de testemunho para as condições de reservatório, antes de uma inundação de testemunho (por exemplo, uma inundação com água). Isto significa que uma sonda de teste de inundação de testemunho tradicional leva mais de seis semanas para realizar um único experimento de inundação de testemunho. Conforme um entendimento dos fatores que resultam em uma recuperação de óleo melhorada aumenta, há uma necessidade de executar uma pluralidade de experimentos de inundação de testemunho simultaneamente, para o desenvolvimento de um entendimento dos mecanismos por trás da recuperação de óleo melhorada e para a otimização dos fluidos de injeção (por exemplo, águas de injeção para inundação com água) ou as técnicas de recuperação de óleo melhorada que devem ser realizadas no campo.

Sumário da Invenção Em uma possibilidade, é provido um aparelho para a injeção de fluidos em uma pluralidade de amostras de meios porosos, compreendendo: uma pluralidade de suportes para as amostras de meios porosos, cada suporte compreendendo uma luva e primeiro e segundo pratos, o primeiro prato tendo uma entrada para a injeção de fluido e um segundo prato tendo uma saída para um fluido produzido, e as amostras de meios porosos sendo dispostas, em uso, em cada um dos suportes, de modo que o primeiro prato e o segundo prato de

-. cada suporte contatem uma primeira extremidade e uma . segunda extremidade da amostra de meio poroso, J- respectivamente, a entrada de cada primeiro prato estando em comunicação de fluido com uma linha de injeção para injeção de fluido na amostra de meio poroso disposta no suporte, a saída de cada segundo prato estando em comunicação de fluido com uma linha de efluente dedicada para a remoção de fluido produzido a partir da amostra de meio poroso disposta no suporte, um analisador para análise dos fluidos injetados e/ou removidos de cada uma das amostras de meios porosos.

Em algumas possibilidades, o aparelho compreende um sistema de controle acoplado para receber dados de medição a partir do analisador e configurado para controlar a injeção de fluido com base nos dados de medição. Em algumas possibilidades, o controle da injeção de fluido com base nos dados de medição compreende o controle da injeção de fluido em uma da pluralidade de amostras de meios porosos com base nos dados de medição associada a uma outra da referida pluralidade de amostras de meios porosos. Em algumas possibilidades, o sistema de controle é configurado para controlar o aparelho para a execução de injeções concorrentes simultâneas, as quais começam de uma forma alternada (por exemplo, com um atraso de início entre injeções), estes exemplos da invenção têm a vantagem de dados experimentais a partir dos primeiros experimentos em um ensaio poderem ser usados para a informação / o controle de procedimento, antes de todos os experimentos terem sido completados. Além disso, recursos, tais como bombas de fluido, reservatórios e analisadores podem ser

-*. compartilhados entre experimentos. Por exemplo, se todas as . amostras forem reguladas para começarem ao mesmo tempo, VV poderá ser necessário prover um conjunto completo de todo o aparelho relevante para cada experimento, porque elas estarão no mesmo estágio em uma dada data. Além disso, os inventores no presente caso reconheceram que a configuração do aparelho para começar os experimentos de uma forma alternada permite uma detecção de falha e, assim, aumenta a produção ao permitir que problemas sejam detectados cedo, desse modo se reduzindo o número de dias perdidos com experimentos com falha.

Em algumas possibilidades, o aparelho compreende um suprimento de fluido operável para controle do suprimento de fluido para injeção nas amostras de meios porosos, em que o sistema de controle é configurado para controlar o suprimento de fluido para pelo menos uma da referida pluralidade de amostras de um meio poroso com base nos dados de medição.

Em algumas possibilidades, os dados de medição são baseados na quantidade de óleo no fluído removido da amostra de meio poroso disposta no suporte. Em algumas possibilidades, o controlador é configurado para parar a injeção de fluido em uma da referida pluralidade de amostras no caso de a quantidade de óleo no fluido removido de uma das referidas amostras ser menor do que um nível de limite selecionado. Estes e outros exemplos da invenção têm a vantagem de, onde muitos experimentos são conduzidos, os ensaios poderem ser parados prontamente, quando eles estiverem completados, para se permitir que o suporte seja usado para um outro ensaio, assim se aumentando a produção

. do aparelho. . Em algumas possibilidades, o nível de limite go selecionado é um dentre: uma concentração selecionada; uma percentagem selecionada em volume, e uma percentagem selecionada por massa de fluido.

Em uma possibilidade, é provido um método de teste de inundação de testemunho para a injeção de fluido de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos, o método compreendendo: a disposição de uma pluralidade de amostras de meios porosos em respectivos vasos de pressão de uma pluralidade correspondente deles, em que as amostras de meios porosos compreendem óleo e água em uma saturação de água inicial, Swi, o envelhecimento das amostras de meios porosos de modo que a amostras estejam em um estado de capacidade de umedecimento misto; à injeção de um fluido de injeção em cada uma das amostras de meios porosos, a remoção de fluido deslocado das amostras de meios porosos, a análise de fluidos deslocados de cada uma das amostras de meios porosos.

Em algumas possibilidades, a análise compreende a determinação da quantidade de óleo em um fluido deslocado de uma da pluralidade de amostras de meios porosos, oO método compreendendo o controle da injeção de fluido com base na referida determinação.

Em algumas possibilidades, o controle da injeção de fluido compreende a parada de injeção de fluido no caso em que a quantidade de óleo em fluido deslocado a partir de uma da pluralidade de amostras é menor do que um nível de limite selecionado. Em algumas possibilidades, o método compreende, em resposta à referida determinação, a remoção

=“. de uma da pluralidade de amostras de meios porosos a partir . do vaso de pressão e a substituição de uma referida amostra Jo da pluralidade de amostras com uma outra amostra compreendendo óleo e água em uma saturação de água inicial, i 5º Svwi.

Em algumas possibilidades, o método compreende a injeção de fluido na referida pluralidade de amostras por um período de tempo selecionado, em que pelo menos duas das referidas amostras são injetadas com fluido tendo propriedades diferentes; o término da injeção após o período de tempo selecionado ter decorrido; com base na referida análise, a seleção de propriedades de uma pluralidade de fluidos de injeção; e a injeção da referida pluralidade de fluidos de injeção em uma segunda pluralidade de amostras. Em alguns exemplos, um sistema de controle do aparelho referido acima é configurado para controle do aparelho para a execução desta função. Estes e outros exemplos da invenção têm a vantagem de, com base em um ensaio inicial de um conjunto de fluidos, o protocolo de ensaio pode ser ajustado sem intervenção humana para à identificação de características e efeitos de interesse.

Em alguns exemplos, o método compreende, antes da disposição da pluralidade de amostras de meios porosos na pluralidade correspondente de vasos, a saturação da pluralidade de amostras de meios porosos com água; E O deslocamento de água das amostras para a obtenção de um nível selecionado de saturação de água, Swi, das amostras; em que o referido arranjo de uma pluralidade de amostras de meios porosos em respectivos vasos de pressão de uma pluralidade correspondente de vasos de pressão compreende a

-* transferência da pluralidade de amostras em um nível . selecionado "de saturação de água para a referida VU pluralidade correspondente de vasos de pressão. Em algumas possibilidades, o deslocamento de água para a obtenção de um nível selecionado de saturação de água, Swi, compreende uma dentre: injeção de uma fase não de umedecimento nas referidas amostras; ou a centrifugação das referidas amostras sob um fluido não de umedecimento. Em algumas possibilidades, a injeção simultânea compreende a provisão de um atraso entre o começo de pelo menos algumas das injeções.

Uma saturação de água / um umedecimento, conforme usado aqui, geralmente inclui o umedecimento / a saturação com qualquer fluido aquoso, tal como salmoura. De modo similar, referências à água devem ser tomadas como incluindo salmouras, água da formação, ou qualquer outra solução aquosa compreendendo água, São descritos aqui um método e um aparelho que podem ser empregados como parte de um programa de pesquisa de produção alta para rapidamente triar e classificar uma pluralidade de métodos potenciais de inundação com água ou recuperação de óleo melhorada para um reservatório portando óleo, desse modo se permitindo que a injeção de água para à inundação com água ou a injeção de fluido para o método de recuperação de óleo melhorada seja otimizada com base em vários parâmetros, tais como características químicas e físicas da rocha de reservatório, as características químicas da água da formação associada à rocha de reservatório, as características químicas e físicas do óleo, as características químicas ou físicas da água de

-*- injeção a ser usada na inundação com água Ou as - características químicas ou físicas do fluido de injeção J- que é para ser usado no método de recuperação de óleo melhorada.

Também é exposto um processo de envelhecimento de amostras de testemunho em paralelo, desse modo se acelerando a aquisição de dados.

A presente invenção também provê um método e um aparelho que permitem a determinação das permeabilidades relativas de uma pluralidade de amostras de testemunho para óleo e água em paralelo, desse modo se acelerando a aquisição destes dados, É descrito aqui um aparelho para se injetarem simultaneamente fluidos em uma pluralidade de amostras de meios porosos, compreendendo: uma pluralidade de suportes para as amostras de meios porosos, cada suporte compreendendo uma luva e primeiro e segundo pratos, o primeiro prato tendo uma entrada para a injeção de fluido e o segundo prato tendo uma saída para um fluido produzido, e as amostras de meios porosos sendo dispostas, em uso, em cada um dos suportes, de modo que o primeiro prato e o segundo prato de cada suporte contatem uma primeira extremidade e uma segunda extremidade da âmostra de meio poroso respectivamente, a entrada de cada primeiro prato estando em comunicação de fluido com uma linha de injeção para a injeção de fluido na amostra de meio poroso disposta no suporte, a saída de cada segundo prato estando em comunicação de fluido com uma linha de efluente dedicada para a remoção

=". de fluido produzido a partir da amostra de meio poroso . disposta no suporte, &- meios analíticos on-line e/ou off-line para à análise dos fluidos injetados em cada uma das amostras de meios porosos, meios on-line e/ou off-line para a análise dos fluidos removidos de cada uma das amostras de meios porosos.

Conforme será entendido pelo leitor versado no contexto da presente exposição, a duração dos experimentos de inundação de testemunho descritos tipicamente é da ordem de dias ou dezenas de dias, de modo que uma simultaneidade precisa não é requerida.

Portanto, conforme usado aqui, o termo simultâneo geralmente é usado para significar que testes são realizados concorrentemente ou em paralelo, por exemplo, que os testes “simultâneos” estão em andamento ao mesmo tempo, embora eles possam começar e terminar em tempos diferentes.

Ainda é exposto um método para injetar simultaneamente um fluido de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos, o método compreendendo: a injeção de um fluido de injeção em cada uma das amostras de meios porosos, a remoção de qualquer fluido deslocado das amostras de meios porosos, a análise dos fluidos injetados em cada uma das amostras de meios porosos, e a análise de quaisquer fluidos removidos de cada uma das amostras de meios porosos.

Também é descrito aqui um método implementado em computador para a determinação de um ou mais modos de

"=. operação de um aparelho disposto para simultaneamente . injetar um ou mais fluidos de injeção em uma pluralidade de VD amostras de meios porosos, o método compreendendo as etapas de: recebimento de dados de medição associados a uma ou mais características de um ou mais fluidos de injeção e/ou uma ou mais características dos meios porosos e/ou uma ou mais características de um ou mais fluidos que estejam presentes em um espaço de poro dos meios porosos, antes da injeção de um ou mais fluidos de injeção; introdução dos referidos dados de medição em um componente de software implementado em computador; execução do componente de software de modo a gerar dados indicativos de um ou mais efeitos de injeção de um ou mais fluidos de injeção na pluralidade de amostras; e determinação, com base nos dados gerados, de um ou mais referidos modos de operação do aparelho.

É descrita aqui uma determinação dos efeitos de fluido(s) de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos pela geração de dados indicativos dos efeitos, tais como perfis de liberação de fluido, com base nos dados de medição tomados antes de, durante e/ou após a injeção de fluido.

Também é descrito aqui um método implementado em computador para a determinação de um ou mais modos de operação de um aparelho disposto para simultaneamente injetar um ou mais fluidos de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos, o método compreendendo as etapas de: recebimento de dados indicativos de um ou mais efeitos a. de injeção de um ou mais fluidos de injeção na pluralidade - de amostras; VD introdução dos referidos dados em um componente de software implementado em computador configurado para comparar um ou mais referidos efeitos com um efeito requerido;

a execução do componente de software de modo a gerar dados de projeto experimentais associados à obtenção do efeito requerido, os dados de projeto experimentais sendo indicativos de uma mudança para:

uma ou mais características de um ou mais fluidos de injeção; e/ou uma ou mais características dos meios porosos; e/ou uma ou mais características de um ou mais fluídos que estejam presentes em um espaço de poro dos meios porosos, antes da injeção de um ou mais fluidos de injeção; e a determinação, com base nos dados de projeto experimentais, de um ou mais referidos modos de operação do aparelho,

Também são descritos aqui métodos para a provisão de algoritmos apropriados do componente de projeto experimental, para se divisarem futuros experimentos tendo características otimizadas, com base em uma comparação de efeitos conhecidos de execução de uma injeção e um efeito desejado ou preferido, tal como um volume melhorado do óleo em incremento recuperado pela injeção de fluido,

Breve Descrição dos Desenhos

A figura 1 é um diagrama esquemático de um aparelho de produção alta de acordo com a presente invenção;

as figuras 2a e 2b mostram diagramas esquemáticos de

. exemplos de um arranjo de linha de fluxo de fluido usado no - aparelho da figura 1; |. a figura 3 mostra um sistema de controle para a determinação de um ou mais modos de operação para um controlador disposto para controle do aparelho da figura 1; a figura 4 mostra as etapas realizadas em um método para a determinação de um ou mais modos de operação para o aparelho da figura 1 usando-se um componente de software analítico; a figura 5 mostra as etapas realizadas em um método para a determinação de um ou mais modos de operação para O aparelho da figura 1 usando-se um componente de software de projeto experimental; a figura 6 mostra as etapas realizadas em um método para a determinação de um ou mais modos de operação para O aparelho da figura 1 usando-se um modelo preditivo. Descrição Detalhada da Invenção Aparelho A figura 1 mostra um aparelho de produção alta para a execução simultaneamente de experimentos de inundação em múltiplas amostras 1 de meios porosos. A figura 1 mostra três amostras 1, cada uma contida em um suporte de contenção de pressão dedicado 2. Contudo, o número de amostras e suportes 2 não é crítico. Tipicamente, cada experimento é realizado em duplicata, preferencialmente em triplicata, de modo a se testar a reprodutibilidade. Por exemplo, pela provisão de dezoito amostras 1, seis conjuntos de experimentos podem ser realizados em triplicata.

Tipicamente, os suportes 2 compreendem primeiro e

. segundo pratos 3, 4, nas primeira e segunda extremidades . dos mesmos. A figura 1 mostra os suportes 2 dispostos TS verticalmente com entradas 5 e saídas 6 dos suportes localizadas nos primeiro (superior) e segundo (inferior) pratos 3, 4, respectivamente. Contudo, pode ser preferido que às entradas 5 e as saídas 6 estejam localizadas no segundo (inferior) e no primeiro (superior) pratos 3, 4, respectivamente, de modo que os fluidos sejam injetados nas amostras porosas contra a gravidade. Alternativamente, oOS suportes 2 podem ser dispostos horizontalmente, em cujo caso a localização das entradas 5 e das saídas 6 é imaterial. Preferencialmente, as entradas 5 e as saídas 6 estão localizadas centralmente nas placas. Cada linha de efluente 8 é conectada a uma respectiva saída de fluido 6 de cada suporte 2. As linhas de efluente 8 preferencialmente estão em comunicação de fluido com os vasos de coleta de efluente 9 para o armazenamento dos fluidos produzidos a partir das amostras 1 de meios porosos. Tipicamente, um regulador de pressão dedicado 10a, por exemplo, na forma de uma válvula, é provido em cada uma das linhas de efluente 8 para a regulagem da pressão na amostra 1 de meio poroso, por exemplo, um regulador de contrapressão.

Uma linha de alimentação 12 também é conectada entre uma fonte de fluido, por exemplo, um reservatório 14 contendo um fluído, e a entrada 5 de cada um dos suportes 2, de modo que um fluido possa fluir através da linha de alimentação 12 a partir da fonte 14 para o suporte 2 através da entrada 5, através da amostra 1 e para fora do suporte 2 através da saída 6 e da linha de efluente 8 para

“. o vaso de coleta de efluente 9. Adequadamente, o aparelho é . provido com um meio para controle da taxa na qual um fluido = flui através da linha de alimentação a partir da fonte e para o suporte.

Um ou mais instrumentos analíticos on-line 7 podem ser providos para análise de um fluido efluente fluindo a partir de cada amostra 1. As técnicas analíticas adequadas é os instrumentos para uso com o aparelho da presente invenção são discutidos em maiores detalhes abaixo. É divisado que uma amostra de fluido efluente fluindo a partir de cada amostra 1 possa ser dirigido para o(s) instrumento (s) analítico(s) 7. Alternativamente, o(s) instrumento(s) analítico(s) 7 pode(ím) compreender pelo menos uma sonda, um sensor ou detector que esteja localizado na linha de efluente 8, desse modo se permitindo uma análise direta dos fluidos fluindo através da linha de efluente 8. Se necessário, uma porta pode ser provida na linha de efluente 8, de modo que à sonda, o sensor ou o detector possa estar localizado no fluxo de efluente (Por exemplo, uma sonda de pH ou uma sonda seletiva para íon) ou uma janela pode ser provida na linha de efluente 8 com a sonda, o sensor ou o detector localizado adjacente à janela para interrogação de fluidos fluíndo através da linha de efluente 8 (por —* exemplo, para técnicas analíticas espectroscópicas). Por exemplo, no caso de uma análise por infravermelho (IR), o fluxo de efluente pode ser irradiado com uma radiação de IR produzida por uma fonte de IR e um detector de IR pode ser usado para a detecção de radiação por infravermelho que é transmitida através do fluxo (isto é, não absorvida pelo fluxo de efluente). Neste caso, o ç instrumento analítico pode ser um instrumento analítico de é IR por Transformada de Fourier (FT) que gera um espectro de — transmitância ou de absorbância mostrando os comprimentos de onda nos quais o fluido efluente absorve radiação de IR. Assim sendo, janelas que são transparentes à radiação de ir (por exemplo, uma janela de safira ou quartzo) são providas na linha de efluente para a fonte de IR e o detector de IR. O uso de sondas ou detectores permite que o número de instrumentos analíticos seja minimizado, por exemplo, um único instrumento analítico de IR pode ser usado para a geração de espectros de IR a partir de dados adquiridos usando-se detectores localizados em duas ou mais das linhas de efluente 8.

De modo similar, um ou mais instrumentos analíticos on-line 11 também podem ser providos para uma análise de fluidos fluindo através das linhas de alimentação 12. É divisado que uma amostra de fluido sendo alimentada em cada amostra 1 pode ser dirigida ao(s) instrumento (s) analítico(s). Alternativamente, o(s) instrumento (s) analítico(s) 11 pode(m) compreender pelo menos uma sonda, um sensor ou detector que esteja localizado nas linhas de alimentação 12, desse modo se permitindo uma análise direta dos fluidos fluindo através das linhas de alimentação 12 usando-se as técnicas descritas acima com respeito às linhas de efluente 8. As válvulas de múltiplas vias 10b são providas nas linhas de alimentação 12 e nas linhas de efluente 8, e estas válvulas 10b podem ser abertas e fechadas, conforme apropriado, para se permitir que as amostras de fluido sejam passadas para os instrumentos analíticos 11 e 7,

-—- respectivamente, através das linhas de amostragem 12g e 8a, Ss respectivamente. A amostragem dos fluidos pode ocorrer VD periodicamente, de modo que as amostras a partir das linhas de fluxo 2 e das linhas de efluente 8 sejam passadas, por sua vez, para os instrumentos analíticos 11 e 17, respectivamente, As bombas hidráulicas 10c também podem ser providas para suprimento dos fluidos a partir da fonte 14 para as linhas de alimentação 12. O aparelho da figura 1 é provido pelas linhas de by- pass 13 que conectam entre as linhas de alimentação 12 e as linhas de efluente 8. Cada um dos suportes 2 (contendo as amostras 1 de meios porosos) pode ser fechado usando-se as válvulas de vias múltiplas 10b localizadas nas linhas de alimentação 12 e nas linhas de efluente 8, desse modo se permitindo a lavagem das linhas de alimentação 12 e das linhas de efluente 8 através da linha de by-pass 13 (quando da comutação entre fluidos). Se desejado, as válvulas de vias múltiplas 10b podem ser substituídas por válvulas dedicadas para as linhas de amostragem 12g e 8a e válvulas dedicadas para fechar os suportes 2 e direcionar os fluidos para as linhas de by-pass 13. Fechar os suportes 2 também permite que cada suporte 2 seja removido do aparelho para análise de sua amostra associada de meio poroso, por exemplo, por espectroscopia de NMR. Assim, os suportes 2 podem ser projetados para serem prontamente removíveis do aparelho de alta produção, por exemplo, por meio de conexões de encaixe de conexão com pressão ou conexões de engate rápido ou conexões do tipo de compressão (não mostradas).

Opcionalmente, outras válvulas são providas nas linhas

- de efluente 8, de modo que, quando fluidos estiverem sendo S lavados através das linhas de injeção e de efluente 12, 8 VÚU através das linhas de by-pass 13, os fluidos passem para um vaso de coleta de resíduo (não mostrado).

De modo a evitar a complexidade, para cada conjunto de suportes (usados para a realização de experimentos em duplicata ou triplicata), é preferido alimentar os mesmos fluidos para cada uma das amostras 1 contidas nos suportes e para comutação entre o suprimento de fluidos diferentes de forma substancialmente simultânea.

Os instrumentos analíticos 7, 11, os reguladores de contrapressão 10a, as válvulas de controle de fluxo 10b e as bombas 10c são conectados a um sistema de controle 200 e um controlador de aparelho 223, conforme descrito adicionalmente abaixo com respeito à figura 3.

Preferencialmente, os suportes 2 são cilíndricos, de modo que os suportes 2 sejam adequados para manutenção das amostras cilíndricas 1 de meios porosos. Preferencialmente, as entradas 5 e as saídas 6 dos primeiro e segundo pratos de extremidade 3, 4 são dispostas de forma substancialmente central, desse modo se assegurando uma injeção uniforme de fluido nas amostras 1 de meios porosos.

Os suportes de contenção de pressão 2 podem ser formados, por exemplo; a partir de aço inoxidável, de um material plástico, tal como Teflon" ou polímeros de poliéter éter cetona (PEEK), ou a partir de fibra de carbono. Quando é pretendido periodicamente analisar as amostras de meios porosos usando espectroscopia de NMR, os suportes de amostra 2 devem ser formados a partir de um material não metálico, por exemplo, de um material plástico

Ge ou de fibra de carbono. & Tipicamente, cada uma das amostras 1 de meios porosos . é provida com uma luva de borracha (não mostrada) que é aberta em cada extremidade.

Os anéis em O (não mostrados) podem ser providos em cada extremidade da luva de borracha para a formação de um selo estanque a fluido com o suporte de contenção de pressão 2, de modo que um espaço anular estanque a fluido seja formado entre a superfície externa da luva de borracha e a superfície interna do suporte de contenção de pressão 2. Tipicamente, cada suporte 2 é provido com uma entrada e uma saída (não mostradas) para um fluido pressurizado, de modo que o fluido pressurizado possa ser passado para o espaço anular e, desse modo, exercer uma pressão de sobrecarga sobre a amostra 1 de meio poroso.

Tipicamente, a pressão de sobrecarga está na faixa de 350 a 5000 psi (2,4 a 34,5 MPa), por exemplo, de em torno de 400 psi (2,76 MPa). O número de amostras 1 de meios porosos e permeáveis que podem ser testadas simultaneamente (em paralelo) usando-se o aparelho de alta produção da presente invenção é dependente do número de suportes 2, Tipicamente, o apareélho pode compreender de 6 a 100, preferencialmente de 12 a 75, por exemplo, de 12 a 32 suportes.

As amostras 1 de meios porosos devem ser permeáveis aos fluidos que são injetados nas amostras 1. Tipicamente, as amostras 1 de meios porosos podem ser plugues tirados de uma ou mais amostras de testemunho removidas de uma formação portando hidrocarboneto de um reservatório que esteja sob investigação ou a partir de um afloramento rochoso tendo características físicas e químicas similares

-. à rocha de formação do reservatório sob investigação. & Tipicamente, as amostras de testemunho podem ser tiradas de VU uma formação de arenito ou a partir de uma formação de carbonato (ou de um afloramento rochoso de arenito ou carbonato).

Quando uma pluralidade de plugues de testemunho deve ser comparada, usando-se o aparelho de produção alta e o método da presente invenção, é preferido que os plugues de testemunho sejam perfurados em grande proximidade de uma amostra de testemunho e, portanto, é esperado que tenham propriedades similares de rocha (características químicas e físicas). Esses plugues são referidos como “plugues irmãos”. Contudo, o aparelho e o método da presente invenção também podem ser usados para a comparação de plugues de testemunho a partir de amostras de testemunho tiradas de localizações diferentes de um reservatório, para se determinar se diferenças nas características de rocha através do reservatório têm impacto sobre as técnicas de inundação com água ou de recuperação de óleo melhorada (EOR) .

De forma alternativa ou adicional, as amostras de meios porosos podem compreender sandpacks (tubos preenchidos com areia de forma compactada para medição de permeabilidade e outras propriedades), preferencialmente formados a partir da areia produzida; acondicionamentos de partículas de resina de troca de íon (resinas de troca catiônica ou aniônica) que são projetados para imitarem uma troca de íon entre fluidos de injeção (em particular, águas de injeção) e a superfície da rocha na escala de reservatório; acondicionamentos de partículas de resina

. hidrofílica ou hidrofóbica (que são projetados para % imitarem à superfície hidrofílica ou hidrofóbica da rocha VU de formação); rocha sintética (por exemplo, sílica); zeólitas; ou materiais de cerâmica. Argilas (por exemplo, uma argila de tipo caolinita, esmectita, pirofilita, ilita, clorita ou glauconita) podem ser misturadas com uma areia, antes da formação de um sandpack. As argilas também podem ser depositadas sobre sandpacks ou sobre amostras de rocha sintética. Por exemplo, quartzo cimentado pode ser ligado com calcita e argilas então podem ser depositadas sobre a superfície da rocha sintética.

O tamanho das amostras 1 de meios porosos depende do limite de detecção de óleo. Se o limite de detecção de óleo for muito baixo, então, o tamanho da amostra 1 poderá ser muito pequeno. Atualmente, O limite de detecção para óleo em água é de 0,1 ml de óleo em 10 ml de água. Se for desejado detectar um aumento de 1% na recuperação de óleo, isto requererá que a amostra tenha um volume de poro acessível mínimo para óleo de 10 ml. Contudo, para fins de triagem rápida, um limite de detecção mínimo de um aumento de 5% na recuperação de óleo (recuperação de óleo em incremento) pode ser aceitável. Tipicamente, as amostras 1 de meios porosos são de formato cilíndrico, preferencialmente tendo um diâmetro na faixa de 1 a 3 polegadas (2,54 a 7,62 cm), mais preferencialmente de 1 a 2 polegadas (2,54 a 5,08 cm), por exemplo, de 1 a 1,5 polegadas (2,54 a 3,81 cm) e um comprimento de 1 a 6 polegadas (2,54 a 15,24 cm). Para cada conjunto de experimentos, as amostras 1 de meios porosos são de tamanho substancialmente idêntico.

". As amostras 1 de meios porosos preferencialmente são . carregadas em cada um da pluralidade de suportes 2 do VV aparelho de produção alta. Contudo, é possível que um ou mais dos suportes 2 esteja off-line, por exemplo, para manutenção. Conforme discutido acima, os suportes 2 podem ser dispostos de forma horizontal ou vertical no aparelho, de modo que os fluidos fluam através das amostras em uma direção horizontal ou uma direção vertical. É preferido que fluidos aquosos (por exemplo, água da formação, água de injeção) fluam em uma direção vertical a partir de uma extremidade inferior para uma superior de cada amostra 1. No caso de injeção de óleo, é preferido que o fluxo de óleo na direção vertical seja a partir de uma extremidade inferior para uma superior de cada amostra (em cujo caso o : óleo pode ser injetado em cada amostra 1 através da saída do suporte 2).

Tipicamente, os fluidos contidos no espaço de poro dos meios porosos (por exemplo, água e óleo da formação) para cada um dos conjuntos paralelos de experimentos são os mesmos, mas o fluido de injeção pode variar. Contudo, também é divisado que o fluído de injeção empregado para cada experimento pode ser o mesmo é que uma Ou mais das amostras 1 de meios porosos, o óleo ou a água da formação podem ser variados.

Embora mostrado como membros em formato de disco nos desenhos, isto é meramente esquemático. Conforme será apreciado pelo leitor versado no contexto da presente exposição, os pratos não precisam ter um formato em particular, e certamente não precisam ser no formato de placa. Uma função dos pratos é envolver uma amostra de ç teste em um vaso de pressão para testes e, opcionalmente, D para se permitir que fluidos entrem no e deixem o vaso, e, VD ainda opcionalmente, aplicar pressão à amostra. Em exemplos particularmente vantajosos, um ou ambos os pratos podem ser providos com êmbolos. Os dois pratos não precisam ser similares a cada outro.

A figura 2a mostra um exemplo detalhado das linhas de fluxo e dos coletores que podem ser empregados pelo aparelho da figura 1. No exemplo da figura 2a, dois conjuntos de três suportes 2 são mostrados; contudo, o aparelho pode ter conjuntos adicionais de suportes, por exemplo, de quatro a dez conjuntos adicionais de três suportes. Por simplicidade, a amostra 1, os pratos 3, 4, à entrada 5 e a saída 6 para cada suporte não são mostrados.

De modo a evitar qualquer contaminação de fluidos, é preferido que haja um reservatório dedícado l4a, l4b, l4c para cada fluido. Se reservatórios dedicados não forem providos, será necessário limpar completamente o reservatório, antes da comutação de fluidos.

Uma linha de alimentação de óleo principal 12a é conectada a partir de uma fonte de óleo l4a a um coletor principal 15. As linhas de alimentação de óleo dedicadas : 12d (uma por suporte 2) levam através de coletores de by- pass 16 a coletores de entrada 17 para cada um dos suportes

2. De modo similar, uma linha de alimentação de água da formação principal 12b para a água da formação é conectada a partir de uma fonte de água da formação l14b ao coletor principal 15, e as linhas de alimentação de água da formação dedicadas 2e (uma por suporte 2) levam através dos coletores de by-pass 16 aos coletores de entrada 17 para

-— cada um dos suportes 2. se No exemplo da figura 2a, uma pluralidade de fontes de VU fluido de injeção l4c (das quais duas são mostradas) pode ser provida, em comunicação de fluido com um coletor de fluido de injeção 18, o que permite uma comunicação de fluido entre uma das fontes de fluido de injeção l4c e o coletor principal 15 através de uma linha de alimentação de fluido de injeção principal l12c. Por exemplo, quando uma pluralidade de amostras porosas 1 deve ser inundada no modo terciário, uma água do mar sintética ou uma água de salinidade baixa pode ser armazenada na primeira fonte de fluido l14c e o fluído de injeção (por exemplo, a água de injeção) que está sob investigação pode ser armazenado na segunda fonte de fluido l4c. As linhas de alimentação de fluido de injeção dedicadas 12f (uma por suporte 2) levam através dos coletores de by-pass 16 aos coletores de entrada 17 para cada um dos suportes 2, Tipicamente, os coletores de entrada 17 são dispostos no primeiro prato 3 de cada suporte 2.

Bombas hidráulicas (não mostradas) podem ser providas nas linhas de fluxo. Válvulas (não mostradas) também podem ser provídas nas linhas de fluxo e/ou nos coletores de by- pass 16 e nos coletores de entrada 17, conforme apropriado, para se permitir uma comutação de fluidos.

Os coletores de entrada 17 operam para se permitir que fluidos diferentes sejam alimentados em uma sequência predeterminada (que pode ser controlada pelo componente de software de projeto experimental do aparelho de produção alta) para a entrada 5 do primeiro prato 3 do suporte 2. As linhas de by-pass 13 são providas de modo que as linhas de

Te alimentação principais 12a, 12b, l12c e as linhas de % alimentação dedicadas 12d, 12e, 12f possam ser lavadas ao o serem conectadas diretamente à linha de efluente 8, quando as alimentações forem para serem comutadas entre fluidos diferentes.

As válvulas nas linhas de alimentação principais 12a a c podem ser abertas ou fechadas para se permitir que fluidos selecionados fluam para o coletor principal 15, para os condutos de alimentação dedicados apropriados 12d a £, para os coletores de entrada 17 e para as amostras 1. Adequadamente, um sistema de controle (discutido abaixo) do aparelho de produção alta assegura que haja a sequência correta de abertura e fechamento das válvulas. Para experimentos de inundação de regime não permanente, o sistema de controle assegura que fluidos únicos sejam injetados na sequência correta nos coletores de entrada 17. Para experimentos de inundação de regime permanente (por exemplo, experimentos de permeabilidade relativa de regime permanente), uma mistura de óleo e de água pode ser injetada nas amostras 1. O sistema de controle assegura que a mistura de óleo e de água seja injetada simultaneamente nas amostras 1 na relação desejada (pelo controle da sequência correta de abertura e de fechamento das válvulas e através de ajuste das vazões do óleo e da água).

Outros arranjos para suprimento de fluidos para cada um dos suportes 2 podem ser divisados. Um exemplo de um arranjo alternativo é mostrado na figura 2b, onde as válvulas (não mostradas) nas linhas de alimentação 12a, 12b e l2c podem ser abertas ou fechadas para se permitir que fluidos selecionados fluam para o coletor principal 15 e

& para uma única linha de alimentação dedicada 12 para cada % suporte 2. As linhas de alimentação dedicadas únicas 12 são CÚ providas, cada uma, por uma linha de by-pass 13 que permite uma lavagem do coletor principal 15 e da linha de alimentação dedicada 12, desse modo se evitando uma contaminação das amostras 1.

Independentemente dos arranjos para suprimento de fluídos para cada um dos suportes 2, às amostras 1 de meios porosos tipicamente são aquecidas até a temperatura experimental desejada, por exemplo, a temperatura do reservatório sob estudo. O aquecimento das amostras 1 para a temperatura desejada pode ser obtido pela disposição de cada suporte 2 (contendo uma amostra 1 de meio poroso) em um forno dedicado. Alternativamente, cada um dos suportes 2 pode ser provido com uma camisa de aquecimento dedicada. Estes arranjos permitem que a temperatura das amostras 1 seja individualmente ajustada. Se for desejado aquecer o fluido de injeção para a temperatura experimental desejada, antes de ser injetado nas amostras 1 de meios porosos, a linha de alimentação 12 (ou a linha de alimentação dedicada 12d, 12e, 12f) preferencialmente também é aquecida (por exemplo; a porção final da linha de alimentação 12 pode estar localizada no forno, ou a porção final da linha de alimentação 12 pode ser provida com uma camisa de aquecimento). Se desejado, alguns ou todos os suportes podem ser dispostos em um único forno. Por exemplo, um conjunto de suportes 2 (e suas amostras porosas) que devem ser usados para a execução dos experimentos em duplicata ou triplicata pode ser aquecido até a temperatura experimental desejada pela disposição do conjunto de suportes 2 em um

"e único forno. A Quando as amostras 1 de meios porosos são amostras de CV testemunho, os experimentos de inundação de testemunho simultâneos podem ser realizados com as amostras 1 colocadas sob condições de reservatório plenas, isto é, a pressão e a temperatura do reservatório a partir do qual as amostras de testémunho foram tiradas; contudo, se desejado, os experimentos de inundação de testemunho podem ser realizados na temperatura do reservatório, mas a uma pressão de laboratório mais adequada. As temperaturas típicas de reservatório estão na faixa de 20 a 150 ºC, por exemplo, de 40 a 90 ºC. As pressões de testemunho de laboratório adequadas estão na faixa de 4 a 50 bar absoluto (0,4 a 5 MPa), preferencialmente de 10 a 20 bar absoluto (1 a 2 MPa), por exemplo, a em torno de 15 bar absoluto (1,5 MPa). Contudo, os testemunhos devem ser mantidos a uma pressão suficientemente alta para se evitar um surgimento de gás (um gás dissolvido formando uma fase gasosa separada no testemunho), em particular quando se usam óleos brutos ativos.

Quando estudos mecânicos estiverem sendo feitos usando-se sandpacks, rochas sintéticas, acondicionamentos de resina, zeólitas ou materiais de cerâmica, as amostras de meios porosos podem ser mantidas a uma temperatura na faixa de 20 a 90 ºC, e à uma pressão de laboratório adequada (por exemplo, a uma pressão de laboratório conforme descrito acima para os experimentos de inundação de testemunho).

Análise de Amostras de Meios Porosos e de Fluidos Preferencialmente, o aparelho de produção alta é

". provido com um meio para análise de amostras dos fluidos & que são injetados nas amostras porosas para a determinação VU de uma ou mais características químicas ou físicas dos fluidos. Estes fluidos incluem solventes de limpeza, água da formação, óleo, e fluidos de injeção que estejam sob investigação (isto é, as águas de injeção usadas em experimentos simultâneos de inundação com água ou os fluídos de injeção usados em experimentos simultâneos de recuperação de óleo melhorada). As características químicas e físicas destes fluidos podem ser determinadas off-line e on-line. Quando uma análise off-line é realizada, as amostras dos fluidos são tomadas para uma análise subsequente. Preferencialmente, o aparelho também é provido com um meio para análise de amostras de fluidos produzidos a partir dos meios porosos (tipicamente, óleo e salmoura) para a determinação de uma ou mais propriedades químicas ou físicas dos fluidos produzidos.

O aparelho também pode ser provido com um meio para a análise das amostras 1 de meios porosos (por exemplo, amostras de testemunho) para características químicas e físicas.

Um ou mais sistemas analíticos ou instrumentos podem ser usados para a determinação da composição de fluídos injetados nas amostras de meios porosos e dos fluidos produzidos a partir das amostras 1 de meios porosos para a obtenção de dados relativos a características químicas e/ou físicas dos fluidos injetados e dos fluidos produzidos. Embora sistemas manuais ou semiautomatizados de análise química sejam possíveis, preferencialmente um sistema automatizado, conforme descrito abaixo com respeito à q figura 3, é empregado para controle e análise dos dados . adquiridos usando-se o(s) sistema(s) ou instrumento(s) CÚ analítico(s). o(s) sistema(s) ou instrumento(s) analítico(s) tipicamente compreende(m) um sensor, uma sonda ou um detector e um hardware para a detecção de sinais produzidos pelo sensor, pela sonda ou pelo detector. Para técnicas espectroscópicas, o(s) sistema (s) ou instrumento (s) analítico(s) tipicamente também compreende (m) uma fonte de radiação eletromagnética (por exemplo, radiação ultravioleta, visível ou de infravermelho).

Preferencialmente, os pontos de amostragem são providos imediatamente a montante e imediatamente a jusante dos suportes 2. Técnicas analíticas on-line e off-line podem ser empregadas. Para técnicas analíticas on-line, um sensor, uma sonda ou um detector de um instrumento analítico 7, 11 pode estar localizado diretamente na tubulação do aparelho de produção alta em cada um dos pontos de amostragem, por exemplo, imediatamente antes das entradas 5 ou depois das saídas 6 dos suportes 2. Conforme discutido acima, o sensor, a sonda ou o detector pode estar localizado no fluxo de fluido ou adjacente à uma janela na tubulação, de modo que o sensor, a sonda ou o detector possa adquirir dados analíticos com respeito a fluidos fluindo através da tubulação. Alternativamente, pode ser possível automatizar o aparelho de produção alta de modo que pelo menos uma porção do fluxo de fluido para cada um dos suportes 2 ou pelo menos uma porção dos fluidos produzidos ou do efluente removidos de cada um dos suportes 2 seja desviada em sequência para um instrumento analítico

". 7, 11, , de modo que o instrumento analítico 7 . sequencialmente analise os fluidos que estiverem sendo O alimentados para cada uma das amostras dos meios porosos e/ou o instrumento analítico 7 sequencialmente analise os fluidos produzidos ou o efluente sendo removidos de cada uma das amostras | de meios porosos. Por exemplo, uma válvula seletora pode seletivamente passar fluidos efluentes a partir de uma das linhas de efluente 8 para o instrumento analítico 7 através das linhas de amostragem 8a. De modo similar, uma válvula seletora pode seletivamente passar fluídos de injeção a partir de uma das linhas de alimentação 12 para o instrumento analítico 11 através das linhas de amostragem l12g. Vários instrumentos analíticos on-line diferentes podem ser empregados para a análise de características diferentes dos fluidos. Para técnicas analíticas off-line, o aparelho de produção alta pode ser automatizado, de modo que as amostras de fluidos sejam removidas em intervalos regulares através de portas de amostragem para a análise off-line.

As técnicas analíticas para uso com o aparelho de produção alta da presente invenção incluem técnicas cromatográficas e técnicas espectroscópicas. As técnicas cromatográficas adequadas incluem cromatografia de gás (GC), cromatografia de líquido à alta pressão (HPLC), ou cromatografia de íon usada para a detecção de ânions ou cátions. As técnicas adequadas de espectroscopia incluem espectroscopia de massa (MS), tais como espectroscopia de emissão atômica, espectroscopia de absorção atômica, espectroscopia de massa de transformada de Fourier (FT-MS), espectroscopia de massa de ressonância de cíclotron de íon e. de transformada (FT-ICR-MS) e cromatografia de gás - s espectroscopia de massa (GC-MS) ; espectroscopia de À infravermelho (IR); espectroscopia de infravermelho próximo (NIR); espectroscopia de Raman; espectroscopia de ultravioleta (UV) e espectroscopia de ultravioleta-visível (UV-VIS) incluindo o uso de marcadores fluorescentes ou cromóforos que interagem com o componente químico que é para Ser detectado para a produção de um sinal na região de

UV ou visível do espectro eletromagnético, por exemplo,

ionóforos estão disponíveis, que reagem com cátions ou ânions específicos, desse modo se permitindo a detecção destes cátions ou ânions usando-se fluorescência ou uma mudança de cor; espectroscopia de ressonância magnética nuclear (NMR), e espectroscopia de ressonância de giro de elétron (ESR). Outras técnicas incluem sondas seletivas de íons que podem ser usadas para à determinação do teor de sólidos dissolvidos totais de uma água amostrada ou de água fluindo através de uma linha de fluxo (por exemplo, formação, água de injeção, ou água produzida a partir dos testemunhos) ou para a detecção de íons específicos na água amostrada ou no fluxo de água, plasma acoplado de forma indutiva (ICP) para a detecção de íons de metal; sondas de pH, sensores que detectam propriedades elétricas, tais como impedância, resistência, constante dielétrica ou similares,

e nefelometria para a determinação do teor de óleo de fluidos produzidos.

As técnicas de nefelometria envolvem a medição da turbidez de uma amostra de líquido pela análise da dispersão de luz na amostra de líquido.

Muitas destas técnicas podem ser usadas on-line, tais como as técnicas cromatográficas listadas acima, e as técnicas e. espectroscópicas a seguir, GC, HPLC, cromatografia de íon, . IR, NIR, Raman, UV, UV-VIS e nefelometria. Contudo, as GU técnicas espectroscópicas de massa requererão à amostragem dos fluidos, tipicamente do óleo, para uma análise off- line, enquanto uma análise de NMR das amostras de meios porosos 1 requererá que os suportes 2 sejam periodicamente removidos do aparelho de produção alta e colocados em um espectrômetro de NMR. Variáveis de Teste O aparelho de produção alta é capaz de investigar uma ou mais das variáveis a seguir: Tipos diferentes de meios porosos; Composição de água da formação; Composição de óleo; Tipo e composição de fluido de injeção (por exemplo, composição da água de injeção); Temperatura (por exemplo, temperatura do reservatório); Pressão (pressão diferencial através das amostras porosas e pressão absoluta no espaço de poro das amostras porosas); Composições de fluidos produzidos ao longo do tempo (por exemplo, composição de água produzida ou composição de óleo produzido); Quantidade de óleo produzido ao longo do tempo e/ou quantidade total de óleo produzido.

No caso de condição de reservatório, as inundações de testemunho que empregam um óleo “ativo”, relações de gás e óleo e/ou a composição do gás.

As amostras de meios porosos 1 podem ser plugues de

*- testemunho tirados de amostras de uma formação portando & hidrocarboneto de um reservatório incluindo plugues de CÚ testemunho de arenito e carbonato; plugues de afloramento rochoso; sandpacks incluindo sandpacks formados a partir de areia produzida; acondicionamentos de resina, rochas artificiais, materiais cerâmicos ou materiais de zeólita.

Conforme discutido em maiores detalhes abaixo, para experimentos de inundação ou experimentos de recuperação de óleo melhorada, as amostras de meios porosos são injetadas, tipicamente, com água da formação e, então, óleo e, então, preferencialmente, são envelhecidas.

A água da formação que é injetada nas amostras de meios porosos tipicamente é a água conata (a água que estava originalmente no lugar no reservatório). Contudo, quando o reservatório tiver sido inundado com água, a água da formação poderá ter a composição da água que estiver presente no reservatório sob investigação (uma mistura de água conata e água previamente injetada).

O óleo que é injetado nas amostras 1 de meios porosos pode ser um óleo de tanque de estocagem (STO) tomado a partir de um reservatório de interesse ou um óleo “ativo” (um STO recombinado com gás, tipicamente um gás sintético que é representativo do gás que é separado do óleo em uma instalação de produção). Óleos sintéticos também podem ser empregados. Por exemplo, um solvente orgânico contendo um ou mais componentes tipicamente encontrados em óleo bruto, tais como compostos aromáticos, compostos alifáticos, ácidos, bases ou asfaltenos. O uso de óleos sintéticos permite o estudo dos mecanismos pelos quais diferentes componentes de um óleo bruto são ligados à superfície da

*. rocha e também dos mecanismos por meio dos quais estes “ componentes do óleo bruto são deslocados a partir da CÚ superfície da rocha (ou a partir da superfície de um material análogo, tal como uma resina de troca de íon) a ser estudada. Por exemplo, interações entre os componentes do óleo bruto e aditivos que estejam contidos em um fluido de injeção podem ser investigadas. Tipicamente, o solvente orgânico de base para o óleo sintético é selecionado a partir de um alcano Cs à Cx, por exemplo, pentano, hexano, heptano, octano, nonano, decano, undecano, dodecano e misturas dos mesmos. Alternativamente, um óleo de base alifático pode ser empregado, desde que este óleo de base não contenha hidrocarbonetos aromáticos. Um exemplo de um óleo de base alifático adequado é querosene despolarizado.

Os fluidos de injeção que podem ser testados incluem salmouras de base de teor de sólidos dissolvidos totais (TDS) variáveis (salinidade), Por exemplo, salmouras tendo um TDS na faixa de 100 a 200.000 ppm podem ser testadas. Outros fluidos de injeção potenciais que podem ser testados incluem vapor e gases. Os gases podem ser, em particular, gases miscíveis, tais como CO;z, gases de hidrocarboneto (tais como metano, etano ou propanos) ou misturas dos mesmos. Alternativamente, os gases podem ser Nx, Ou ar.

No caso de uma injeção de CO; miscível, a temperatura ea pressão do CO, devem ser escolhidas de modo que o CO; esteja em um estado supercrítico. O CO; Supercrítico injetado será miscível com o óleo que estiver presente no meio sólido, desse modo se reduzindo a viscosidade do óleo e removendo mais óleo da amostra 1. Devido ao fato de o CO, ser miscível com o óleo, pode ser necessário reduzir a

. pressão do efluente, para retirar CO, gasoso, antes da Ss determinação da quantidade de óleo produzida. Os dados de VU medição indicativos, por exemplo, de uma pressão absoluta e uma diferencial, recuperação de fluido volumétrica e da composição de fluido recuperado são tirados. Essas inundações com COz tipicamente envolvem volumes relativamente pequenos de fluido, e algumas amostras de fluido produzido podem ter um volume de menos de 0,2 em. As aplicações miscíveis podem ocorrer por uma ampla faixa de temperaturas e pressões, mas uma temperatura típica é de aproximadamente 120 ºC (400 K) e uma pressão típica é de aproximadamente 300 bar (30 MPa). Um exemplo de uma técnica usada em experimentos de inundação com CO, envolve levar os fluidos produzidos para a temperatura e a pressão de reservatório. Os fluidos produzidos então passam por uma transformação “flash” (têm a pressão reduzida) através de uma válvula reguladora para uma pressão atmosférica e uma temperatura. As amostras fracionárias então são coletadas para uma análise de composição pelo componente analítico 211 do sistema de controle 200. A massa de cada fração é medida e, então, usando-se um peso específico de óleo bruto ativo original e um fator de volume de poro de formação, o volume fracionário de óleo nas condições de reservatório pode ser determinado.

Os aditivos adequados para o fluido de injeção, em particular para as águas de injeção, incluem cátions, ânions, polímeros, tensoativos, álcalis, ácidos, micróbios, coloides, partículas de argila, nanopartículas, partículas de microgel, partículas de polímero, e misturas dos mesmos.

Os aditivos podem ser testados por uma faixa grande de

F concentração para a determinação das concentrações ótimas, “ por exemplo, concentrações na faixa de 5 a 20.000 ppm. VU Dois ou mais aditivos podem ser incluídos nó fluido de injeção para se testar quando a sinergias entre aditivos.

Os danos de formação de plugues de testemunho que podem surgir da passagem de um fluído de injeção através dos plugues de testemunho podem ser medidos pela monitoração de quaisquer mudanças na pressão diferencial através dos plugues de testemunho. Tipicamente, um aumento na pressão diferencial é indicativo de danos de formação com a quantidade de dano de formação estando relacionada à relação da pressão diferencial inicial através do plugue de testemunho para a pressão diferencial final através do plugue de testemunho (para a mesma viscosidade de fluido).

Também pode ser necessário monitorar a viscosidade do fluído sendo injetado no testemunho para correção quanto a mudanças na pressão diferencial surgindo de viscosidades diferentes dos vários fluidos injetados.

Método Também é exposto aqui um método para injetar simultaneamente um fluido de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos, em que as amostras de meios porosos são saturadas com óleo a uma saturação de água irredutível, S., O método compreendendo: o envelhecimento das amostras de meios porosos que são saturadas com óleo à Sw, de modo que as amostras estejam em um estado de capacidade de umedecimento misturada; a injeção de um fluido de injeção em cada uma das amostras de meios porosos, a remoção de qualquer fluido deslocado das amostras de

T- meios porosos, a a análise dos fluidos injetados em cada uma das CU amostras de meios porosos, e a análise de quaisquer fluidos removidos de cada uma das amostras de meios porosos.

Também é exposto aqui um método no qual as amostras 1 de meios porosos são substancialmente similares, por " exemplo, nos seus componentes minerais, no peso específico, na porosidade e nas dimensões físicas, e, de fato, podem ser idênticas. De modo similar, a água da formação e o óleo que são usados para se levar cada uma das amostras 1 de meios porosos para a saturação de água irredutível são substancialmente similares ou os mesmos. De forma alternativa ou adicional, o fluido de injeção que é empregado em cada um dos experimentos simultâneos pode ser substancialmente similar ou o mesmo, e uma ou mais das outras variáveis podem ser mudadas / controladas, por exemplo, a composição do óleo, a composição da água da formação ou o tipo de meios porosos.

Os experimentos simultâneos podem ser realizados em um modo secundário pela injeção de fluidos de injeção de teste diferentes nas amostras 1 dos meios porosos. Alternativamente, um fluido de injeção de linha de base, por exemplo, salmoura sintética, é injetado em cada uma das amostras 1 para se levarem as amostras 1 para uma primeira saturação de óleo residual S.1. Diferentes fluidos de injeção de teste então são injetados nas amostras 1 de meios porosos no modo terciário. Se nenhum óleo em incremento for produzido no modo terciário, as amostras 1 permanecerão na primeira saturação de óleo residual. Se

FT. óleo em incremento ou adicional for produzido a partir da A amostra 1, as amostras | estarão em uma segunda saturação CG de óleo residual mais baixa, Sor. Preferencialmente, o método da presente invenção inclui a determinação das primeira e segunda saturações de óleo residual (conforme descrito abaixo). Preferencialmente, cada experimento simultâneo é realizado em duplicata ou triplicata pela injeção de um fluido de injeção de teste diferente em duas ou três das amostras 1 de meios porosos, respectivamente.

Software de Sistema de Controle Geralmente, o sistema automatizado compreende o sistema de controle 200 que inclui vários componentes de software programáveis ou ferramentas; com referência Àà figura 3, um componente analítico 211 e um componente de projeto experimental 213 são providos, e outros componentes de software na forma de um componente de aquisição de dados 215, um modelo preditivo 217 e um componente de otimização 219 podem ser providos, conforme descrito adicionalmente abaixo. O sistema de controle 200 compreende um sistema operacional convencional 221 e componentes de armazenamento, tais como um barramento de sistema conectando uma unidade de processamento central (CPU) 205, um disco rígido 203, uma memória de acesso randômico (RAM) 201, adaptadores de 1/0 e de rede 207 facilitando a conexão com dispositivos de entrada / saída de usuário e a interconexão com outros dispositivos, tais como instrumentos analíticos e/ou o controlador de aparelho 223, conforme descrito abaixo, opcionalmente em uma rede Nl. A RAM 201 contém o software de sistema operacional 221 o qual controla, de uma maneira conhecida, uma operação de nível

*- baixo do sistema de processamento 200. Ainda, quando do . controle e/ou da análise da injeção de fluido nas amostras CÚ 1 sob o controle do controlador de aparelho 223, o sistema operacional 221 carrega na RAM 201 os componentes de software 211, 213, 215, 217 e 219. Cada componente de software 211, 213, 215, 217, 219 é configurável com dados de medição e/ou dados predeterminados os quais podem ser áârmazenados em um banco de dados DBl, DB2 ou outro componente de armazenamento que é operacionalmente acoplado ou conectado ão sistema de processamento 200.

Conforme discutido abaixo, as amostras porosas (em particular as amostras de plugue de testemunho) preferencialmente são limpas antes de serem saturadas com óleo em uma saturação de água irredutível. As amostras porosas então são envelhecidas usando-se um protocolo de envelhecimento. Um ou mais conjuntos de experimentos de inundação então são realizados pela injeção de um fluido de injeção nas amostras 1. As medições de características dos fluidos e dos meios porosos requeridas para uma análise adicional pelo sistema de controle 200 podem ser feitas : antes, durante e/ou depois de cada um destes estágios de limpeza, saturação, envelhecimento e inundação, e, em cada estágio, um usuário ou operador do aparelho e do sistema de controle 200 é opcionalmente capaz de checar os dados de medição e manualmente instruir o aparelho e/ou o sistema de controle 200 para prosseguir para o próximo estágio, conforme desejado.

Com referência à figura 4, as etapas envolvidas na análise de dados de medição recebidos pelo sistema de controle 200 a partir dos instrumentos analíticos 7, 11

FT. e/ou outro hardware de aquisição de dados são mostradas. Os * dados de medição podem compreender valores medidos CV específicos conforme medido diretamente pelos instrumentos analíticos 7, 11 adequadamente posicionados. Na etapa S401, os dados de medição são recebidos pelo sistema de controle 200, preferencialmente pelo componente de aquisição de dados 215. O componente de aquisição de dados 215 pode ser configurado para processar os dados de medição brutos recebidos para a obtenção de relações de valores de características, ou valores derivados de várias medições de característica em separado, de acordo com técnicas conhecidas. Fortanto, as características medidas brutas podem ser, se necessário ou preferido, manipuladas pelo componente de aquisição de dados 215, ou, alternativamente, pelo componente analítico 211, de modo à se gerarem dados de medição que sejam adequados para a introdução, na etapa S402, em um ou mais algoritmos de cálculo em particular do componente analítico 211. Essa manipulação pode compreender simplesmente uma conversão de unidade de medição ou à criação de uma relação requerida de valores medidos.

Na etapa S403, o componente analítico 211 é executado de acordo com regras predeterminadas, por exemplo, na forma de vários algoritmos (os quais preferencialmente são armazenados em e acessíveis a partir do componente de armazenamento DBl, conforme necessário, e automaticamente executados de acordo com os parâmetros dos dados recebidos). O componente analítico 211 é configurado para analisar as composições dos vários fluidos e materiais envolvidos nos experimentos, por exemplo, dados indicativos das características químicas do fluido de injeção a ser

“. usado para cada um dos experimentos simultâneos, e também x pode ser configurado para analisar resultados experimentais VC recebidos pelo componente de aquisição de dados 215 do sistema de controle 200. Mais especificamente, o componente analítico 211 é programado de acordo com regras, tais como protocolos para limpeza das amostras de meios porosos (discutidos abaixo), protocolos de envelhecimento (discutidos abaixo) e protocolos analíticos para a análise dos fluidos de injeção e dos fluidos produzidos, de modo que os dados de saída, tais como perfis de liberação de fluido e parâmetros de composição de fluido, conforme será descrito com referência à etapa S404. Na etapa S404, o componente analítico 211 gera, como uma saída, dados analíticos, os quais são indicativos dos efeitos de injeção de fluido com base nos dados de medição.

Os dados analíticos podem compreender um perfil de liberação de fluido produzido com base em cada amostra 1 (ou um único perfil de liberação produzido combinando dados de saída de amostras similares); esses perfis de liberação de fluido mostram mudanças na composição e/ou na quantidade do óleo produzido (recuperado) e/ou na composição de água produzida ao longo do tempo.

O componente analítico 211 pode determinar, por exemplo, quando nenhum óleo adicional está sendo recuperado das amostras; e quando à composição de fluido de injeção produzido (por exemplo, água produzida) fluindo para fora das amostras é substancialmente a mesma que a composição do fluido de injeção.

A quantidade de óleo em incremento recuperado a partir de uma amostra com base em um conjunto específico de parâmetros experimentais também pode ser determinado pelo componente analítico 211.

O componente analítico 211 pode determinar quando as amostras porosas estão limpas, ao detectar quando solventes de limpeza sendo recuperados a partir das amostras são substancialmente da mesma composição que os solventes injetados nas amostras, em particular, ao detectar quando os componentes de óleo não estão mais presentes no solvente que está sendo recuperado a partir das amostras. Além disso, o componente analítico pode determinar quando as amostras porosas estão saturadas com salmoura a uma saturação de 100% de água, S, = l, quando as amostras estão na saturação de salmoura irredutível, Sw, & quando as amostras estão saturadas com óleo em S.i eE€ a saturação de óleo inicial, S.a. Por exemplo, quando da injeção de salmoura como um fluido de injeção, as amostras | são determinadas como estando em Swi, quando a presença de salmoura, preferencialmente acima de uma quantidade limite predeterminada, é detectada pelos instrumentos analíticos 7 nas linhas de efluente 8. O componente analítico 211 também pode determinar quando o envelhecimento das amostras porosas está completado (discutido abaixo), por exemplo, pela análise de dados de NMR que são obtidos periodicamente para cada uma das amostras porosas. Uma interpretação dos dados de medição pode ser feita pelo componente analítico 211 com base em um mapeamento entre certos valores ou faixas de parâmetros armazenados em uma tabela de consulta que é acessível pelo componente analítico 211.

Uma vez que o componente analítico 211 tenha sido executado e os dados analíticos sejam gerados, um software executado pela CPU 205 do sistema 200 determina, na etapa

Te S405, com base nos dados analíticos, um ou mais modos de & operação de controlador de aparelho 223. O componente GU analítico 211 pode ser configurado para a determinação do(s) modo(s) de operação quando da geração e da interpretação dos dados analíticos, ou um componente de software em separado (não mostrado) pode ser provido.

Conforme discutido acima, os dados analíticos podem compreender um perfil de liberação de fluido mostrando mudanças na quantidade do óleo produzido ao longo do tempo (tipicamente, a quantidade cumulativa de óleo produzido ao longo do tempo), e isto pode ser usado pelo componente analítico 211 para a determinação de um futuro modo de operação para o controlador de aparelho 223, com base em uma interpretação do perfil pelo componente analítico 211. O componente analítico 211 pode acessar uma tabela de consulta para determinar se um modo de operação deve ser aplicado ao controlador de aparelho 223 com base nestes dados.

Por exemplo, se uma análise do perfil de recuperação de óleo mostrar um aumento agudo no volume de óleo recuperado (por exemplo, se houver um aumento notado no gradiente da recuperação de óleo cumulativa em relação a um perfil de tempo, ou se o volume de óleo produzido estiver acima de um valor de limite), o componente analítico 211 poderá determinar através da tabela de consulta que a injeção do fluido de injeção atualmente em uso deve continuar, e um modo de operação compreendendo uma instrução para continuar a injetar o fluido de injeção é enviado para o controlador de aparelho 223. Alternativamente, se uma análise do perfil de recuperação

” de óleo indicar que não há uma recuperação de óleo Ou uma & recuperação de óleo de quantidade insignificante após um VU volume predeterminado de fluido de injeção (tal como 30 PV (volumes de poro, definido aqui como o volume do espaço de poro da amostra 1 de meios porosos)) ser injetada, a tabela de consulta poderá indicar que a injeção do fluido deve parar, já que não está produzindo um volume suficiente de óleo em incremento, e o componente analítico 211 determinará e aplicará um modo de operação adequado, instruindo o controlador de aparelho 223 para parar a injeção atual.

O componente analítico 211 também pode reconhecer qualquer ponto de inflexão presente no perfil de recuperação de óleo, o que indica um ponto no tempo no qual o óleo em incremento recuperado começa a declinar (por exemplo, a recuperação de óleo cumulativa em relação ao perfil de tempo começa à formar um patamar; nesse caso, O componente analítico 211 pode determinar um modo de operação a partir da tabela de consulta para continuar a injeção por uma extensão de tempo predetermínado, ou para injetar um volume predeterminado de fluido de injeção, tal como 20 PV, após aquele tempo e, então, parar a injeção do fluido.

O modo de operação é aplicado na etapa S406 pelo envio do modo de operação para o controlador de aparelho 223, onde a instrução é executada pelo software de controle associado ao controlador 223. O software de controle permite, por exemplo, uma atuação remota das válvulas 10a, 10b e das bombas l0c.

O software de controle, portanto, é configurado com regras apropriadas, tal como uma bomba apropriada l10c pode ser operada simultaneamente com ou em

=. um período de tempo apropriado a partir da abertura de

2 válvulas apropriadas l0a, 10b.

CU O componente de aquisição de dados 215 pode gerar, de forma adicional ou alternativa, modos de operação, por exemplo, de modo a instruir o aparelho de produção alta para desviar amostras da entrada e/ou da saída de fluido de cada um dos suportes 2, por sua vez, para os instrumentos analíticos 7, 11 para a determinação de certos parâmetros químicos e/ou físicos.

Quando o instrumento analítico compreende uma pluralidade de sensores, detectores ou sondas que estão localizados na pluralidade de linhas de efluente 8 ou adjacentes à pluralidade de linhas de efluente 8, o componente analítico 211 ou o componente de aquisição de dados 215 pode gerar modos de operação para se instruir o instrumento analítico para gravar dados que estiverem sendo adquiridos pelos sensores, detectores ou pelas sondas para a determinação de certos parâmetros químicos e/ou físicos.

O componente analítico ou O componente de aquisição de dados 215 pode instruir os instrumentos analíticos 7, 11 para a aquisição destes dados de forma continua ou intermitente, É divisado que dois ou mais sensores diferentes, detectores ou sondas para dois ou mais instrumentos analíticos possam estar localizados em uma linha de efluente 8 para a aquisição de dados associados a diferentes características químicas e/ou físicas dos fluidos efluentes.

Também é divisado que o componente analítico ou o componente de aquisição de dados 215 possa instruir o aparelho de produção alta para a aquisição de amostras de fluidos que estejam fluindo, por exemplo, através das linhas de fluxo de amostragem 8a, 129.

z Esta amostragem dos fluidos pode ocorrer em uma porta, por & exemplo, na(s) linha(s) de amostragem 8a, 12 e pode ser CU manual ou automatizada.

Assim sendo, o componente analítico 211 ou o componente de aquisição de dados 215 pode extrair uma instrução para o operador do aparelho para tirar uma amostra ou gerar um modo de operação para instruir um aparelho de amostragem automatizado para tirar uma amostra dos fluidos.

Com referência à figura 5, o componente de projeto experimental 213 é configurado para a identificação e o projeto, a partir dos resultados dos algoritmos do componente analítico 211 e/ou dos dados de medição recebidos (etapa S501, o que corresponde à etapa S401 ou à S404 da figura 4) pelo sistema de controle 200, outros experimentos tendo características otimizadas que resultam em ou melhoram um efeito requerido, tal como um melhoramento na recuperação de óleo em incremento.

Assim, o limite lateral 23 pode correlacionar níveis diferentes de recuperação de óleo em incremento para diferentes experimentos realizados usando-se o aparelho de produção alta para parâmetros experimentais variáveis, tal como a Sã composição química do fluido de injeção, do óleo, da água da formação ou dos meios porosos ou parâmetros físicos do fluido de injeção, do óleo, da água da formação ou dos meios porosos.

O componente de projeto experimental 213 pode identificar, então, o potencial melhorado e, preferencialmente, as composições ótimas para fluidos de injeção.

Assim sendo, os dados recebidos são introduzidos na etapa S502 no componente de projeto experimental 213, e, na etapa $503, o componente de projeto experimental 213 é

TZ executado de acordo com regras predeterminadas, por o exemplo, na forma de algoritmos variados (os quais VU preferencialmente são armazenados em e acessíveis a partir do componente de armazenamento DB2, conforme necessário, e automaticamente executados de acordo com os parâmetros dos dados recebidos), para a geração (etapa S504) de dados de projeto experimentais.

O componente de projeto experimental 213 pode ser configurado para a classificação dos resultados de experimentos completados com respeito à recuperação de óleo em incremento e para a comparação destes com um efeito requerido de um futuro experimento, tal como um volume desejado de óleo recuperado.

O componente de projeto experimental 213 também é configurado para correlacionar o(s) perfil(is) de liberação de fluido gerados pelo componente analítico 211 para uma medição do óleo em incremento recuperado a partir de cada amostra 1. O componente de projeto experimental 213 também pode determinar as correlações entre diferentes características químicas e/ou físicas dos fluídos de injeção, dos fluidos produzidos, das águas da formação, do óleo ou dos meios porosos dos experimentos completos, e resultados de recuperação de óleo em incremento conhecidos, desse modo se permitindo que algoritmos apropriados do componente de projeto experimental divisem outros experimentos que otimizem os fluidos de injeção para as amostras de meios porosos.

Em particular, o componente de projeto experimental 213 pode incluir um software de projeto experimental estatístico que é configurado para divisar experimentos adicionais com base em dado de saída iniciais

&& a partir de uma triagem primária.

o Preferencialmente, o componente de projeto VU experimental 213 usa uma abordagem de correlação estatística para a identificação dos fatores que influenciam os resultados experimentais. Uma análise de regressão múltipla pode ser realizada, e uma respectiva atribuição de peso de cada parâmetro que pode contribuir para a recuperação de óleo em incremento pode ser estabelecida. Certos parâmetros daqueles que afetam uma recuperação de óleo em incremento contribuirão para o valor calculado mais do que outros, e isto pode ser capturado através de uma escala de atribuição de peso de 0 a 1, para o que parâmetros que tenham uma atribuição de peso mais alta são mais significativos do que aqueles que tenham uma atribuição de peso mais baixa. Uma análise de regressão múltipla minimiza os efeitos de erros nos dados de medição que surgem dos experimentos, e, daí, valores ótimos de parâmetro ou uma faixa ótima de valores pode ser calculada para uso em futuros experimentos. Um pacote de software de projeto experimental sob medida pode ser empregado, Ou pacotes estatísticos, tais como JMPO (suprido pela SAS Inc) ou STATISTICA (suprido pela StatSoft Ltd) pode ser usado. Por exemplo, os resultados de uma triagem inicial (isto é, um conjunto primário de experimentos de inundação) podem ser usados para se determinar se há ou não qualquer recuperação de óleo em incremento quando um certo aditivo é adicionado a um fluido de injeção em particular; determinar se qualquer óleo é ou não recuperado de alguma forma, ou se uma quantidade de óleo além de um valor de limite predeterminado é recuperada. Com base em fatores técnicos e

TZ econômicos, é preferível usar tão pouco aditivo quanto a possível no fluido de injeção, embora a quantidade de CU aditivo usada possa ter impacto sobre à quantidade de óleo em incremento recuperado. A triagem inicial pode ser realizada com uma concentração relativamente alta de aditivo e, com base nos resultados gerados pelo componente analítico 211, o componente de projeto experimental 213 pode projetar outros experimentos para a otimização da concentração de aditivo, tipicamente pela redução da concentração de aditivo. A concentração inicial do aditivo pode ser de 25.000 ppm, e, com base no volume de óleo em incremento recuperado pela triagem inicial, uma determinação é feita pelo componente de projeto experimental 213 para a execução de uma segunda triagem com um fluido de injeção tendo uma concentração reduzida de aditivo de 10.000 ppm, e uma instrução para este efeito é enviada para o controlador de aparelho 223 de modo conforme. Se o óleo em incremento recuperado durante a segunda triagem não diminuir além de uma quantidade predeterminada aceitável, a concentração de aditivo poderá ser reduzida de novo. A redução pode contínuar até o óleo em incremento recuperado ser insignificante, e um valor ótimo para a concentração de aditivo pode ser investigada adicionalmente.

Cada um dos componentes analítico e de software de projeto experimental 211, 213 é adicionalmente capaz de determinar (etapa S505, o que corresponde à etapa S405) instruções compreendendo um modo de operação com base na saída de dados dessa forma. O modo de operação é aplicado na etapa S$506 (o que corresponde à etapa S406) pelo envio

& do modo de operação para o controlador de aparelho 223, cs onde a instrução é executada pelo software de controle CU associado ao controlador 223. O controlador de aparelho 223 executa o modo de operação pára controle do aparelho físico de acordo com os dados de projeto experimentais gerados (por exemplo, para fechamento de uma válvula 10a, 10b, injeção de um fluido através de uma entrada específica 5,

operação de uma bomba 10c, etc.). O componente de projeto experimental 213 pode tomar uma entrada de ou ser executado em conjunto com um modelo de inundação com água preditivo 217, similar àquilo descrito no pedido de patente internacional número PCT/GB2010/001038. O modelo preditivo 217 é configurado para gerar dados preditivos, por exemplo, uma predição teórica da quantidade de óleo em incremento recuperado quando do uso de um conjunto em particular de dados de medição representativos das características físicas e/ou químicas da água de injeção, do óleo, do meio poroso, etce., antes de qualquer experimentação física ter ocorrido.

Alternativamente, um valor de limite predeterminado de uma quantidade requerida de óleo deslocado em inclinação, se comparada com o volume predeterminado de óleo, é introduzido (etapa S602) no modelo preditivo implementado em computador 217, em conjunto com os dados de medição recebidos (etapa S601) a partir da medição de uma ou mais características da formação rochosa, do óleo bruto e da água da formação, e quando da execução do modelo preditivo 217 (etapa S603), dados preditivos indicativos de uma ou mais características preditas do fluido de injeção são gerados (etapa S604). Por exemplo, os dados preditivos a gerados podem estar relacionados a um teor de sólidos o dissolvidos “totais (TDS) e/ou um teor de cátion CÚ multivalente do fluido de deslocamento necessário para O deslocamento de pelo menos um valor de limite predeterminado de óleo deslocado em incremento que foi introduzido no modelo preditivo 217. Assim, as características do fluido de injeção que é requerido para o deslocamento de uma quantidade requerida de óleo em incremento podem ser preditas.

O modelo preditivo 217 pode ser usado na etapa S605 para se verificar que os experimentos realizados pelo : aparelho se conformam a uma predição inicial e, se assim for, o modelo preditivo pode ser usado para ajudar na otimização dos cálculos do componente de projeto experimental 213. De forma alternativa ou adicional, as correlações resultantes da execução do limite lateral 23 podem ser usadas por um componente de otimização 219 na etapa S606 para a otimização dos algoritmos e das restrições do modelo preditivo 217. Por exemplo, se os experimentos iniciais não se conformaren à predição inicial, quaisquer erros potenciais poderão ser identificados e investigados, antes de experimentos adicionais serem realizados, e, uma vez que quaisquer problemas sejam identificados, os experimentos podem ser repetidos. Contudo, caso o mesmo conjunto de resultados seja obtido mediante uma repetição dos experimentos, então, será necessário atualizar o modelo preditivo 217 para levar em consideração os resultados inesperados adicionais. Conforme cada vez mais dados de medição são acumulados pelo sistema de controle 200, o componente de otimização poderá z ajustar de forma iterativa as regras de programação do x modelo preditivo 217 para a otimização da acurácia do

Ú mesmo.

O modelo preditivo 217 pode compreender um pacote de software estatístico, tais como aqueles providos por SASG JMPO.

Os dados relevantes são compilados, por exemplo, em uma planilha do Microsoftê Office Excel, a qual é aberta usando-se o pacote SASO JMPO.

Uma série de gráficos tipo de dispersão de dados de característica específicos em relação a um valor para o benefício ganho (Por exemplo, a percentagem de óleo em incremento) é produzida usando-se a função “Analise, Ajuste de Y por X”, por exemplo, um gráfico de tipo de dispersão de percentagem de óleo em incremento por óleo API, ou percentagem de óleo em incremento por concentração de cálcio da água de injeção.

Os gráficos de tipo de dispersão são usados, então, para a construção de uma imagem de nível alto de quais características são mais relevantes (isto é, produzem as melhores correlações). Uma ferramenta de software a qual aplica uma análise de componente de princípio aos dados pode ser usada para a determinação de quais características introduzir em uma função de “Modelo de Ajuste”. Alternativamente, uma escolha de características pode ser feita manualmente.

Os dados de percentagem de óleo em incremento então são adicionados às “variáveis Y”" e outras características escolhidas são adicionadas para a “construção de efeitos de modelo”, Os resultados de modelo então são exportados para um programa, tal como o Microsofto Office Excel, e um ajuste de teste pode ser aplicado aos dados existente, de modo a se verificar o

T modelo.

"7 O sistema de controle 200 preferencialmente provê uma VU interface gráfica de usuário (GUI) para permitir que os usuários adicionem uma entrada considerando ou suprimindo o projeto automatizado pelo componente de projeto experimental 213. O componente de projeto experimental 213 é capaz de analisar os dados extraídos do componente analítico 211 quanto a correlações estatísticas significativas de acordo com um conjunto de regras predeterminadas, e, então, à saída deste algoritmo é exibida visualmente, por exemplo, graficamente, para alertar ao usuário para as correlações encontradas. A GUI pode ser configurada para receber os dados gerados pelo componente de projeto experimental 213, especificamente, dados indicativos de vários experimentos gerados na etapa S503, conforme descrito acima; contudo, o usuário pode suprimir isto manualmente usando uma avaliação baseada em conhecimento para a determinação dos próximos experimentos a serem realizados. Por exemplo, o usuário pode estar ciente de fatores os quais não são programados nos algoritmos constituindo o componente de projeto experimental 213. Os dados de medição recebidos pelo sistema de controle 200 são com base em características químicas e/ou físicas medidas da água da formação, do óleo, do fluido de injeção de teste, da amostra de meio poroso, e do fluido produzido a partir da amostra 1 de meio poroso para cada um dos experimentos “simultâneos. Os dados de medição podem compreender valores químicos ou físicos medidos específicos, conforme medido diretamente por um ou mais dos

? instrumentos analíticos 7, 11 adequadamente posicionados, ss ou relações de valores de características químicas Ou ] físicas, ou podem compreender valores derivados de várias medições de características químicas ou físicas em separado, de acordo com técnicas conhecidas. Os dados a partir de experimentos prévios de produção alta podem ser armazenados nos componentes de armazenamento DBl, DB2, de modo que, para cada rodada de alta produção (experimentos simultâneos de inundação), os resultados experimentais possam ser comparados pelo componente de projeto experimental 213 com os resultados obtidos a partir de rodadas anteriores de alta produção.

Os dados obtidos a partir de uma análise off-line de características químicas ou físicas dos fluidos ou dos meios porosos também podem ser armazenados nos componentes de armazenamento DBl, DB2 do sistema de controle 200.

O componente de projeto experimental 213 pode ser configurado para ordenar ou classificar diferentes fluidos de injeção, por exemplo, águas de injeção em ordem de prioridade, com base nos resultados dos experimentos de produção alta. Estes resultados podem alertar ao usuário que experimentos adicionais devem ser realizados usando-se o aparelho de produção alta, de modo a se otimizar um fluido de injeção para um reservatório em particular (rocha de reservatório em particular, água da formação e óleo). Alternativamente, o software pode alertar o usuário para uma água de injeção adequada para um reservatório que proporciona um bom nível de recuperação de óleo em incremento levando em consideração fatores tais como volume disponível da água de injeção de base, e custo de aditivos,

? se comparado com a recuperação de óleo em incremento. o. Também pode ser possível automatizar a injeção de ' fluidos de teste para cada amostra 1 de meio poroso. Assim, a injeção de um fluido de teste, por exemplo, um fluido aquoso, pode continuar até os detectores a jusante dos suportes 2 sinalizarem que nenhum olho adicional está sendo produzido. Uma inundação com um fluido aquoso pode ser realizada em um modo secundário, com diferentes águas de injeção sendo classificadas pelo sistema de controle 200 com base na quantidade de óleo produzida a partir das amostras 1 de meios porosos. Alternativamente, a inundação pode ser em um modo terciário, onde cada amostra 1 é inicialmente inundada com uma água sintética ou que ocorre naturalmente de alta salinidade, e a quantidade de óleo produzida determinada. As amostras de testemunho 1 então são inundadas com diferentes tipos de água de injeção para se testar a produção de qualquer óleo em incremento. Se uma produção de óleo em incremento for detectada a jusante de um suporte 2, o sistema automatizado continuará a injetar a água de injeção até que nenhum óleo em incremento adicional seja produzido.

A composição do fluido de injeção pode ser mantida substancialmente constante com respeito ao tempo, durante testes. Alternativamente, após uma amostra 1 de meio poroso ter sido reduzida para uma saturação de óleo residual com uma água de injeção em particular, a composição da água de injeção pode ser mudada para se determinar se um óleo em incremento adicional pode ser recuperado a partir da amostra 1 de meio poroso. Por exemplo, à concentração de um aditivo para a água de injeção pode ser aumentada, após a

? amostra 1 ter atingido uma saturação de óleo residual para J se ver se o aumento na concentração do aditivo resulta em ] uma recuperação de óleo em incremento adicional.

Dados Adicionais Os dados adicionais relativos às características químicas e/ou físicas dos meios porosos, da água da formação, do óleo e do fluido de injeção podem ser determinados off-line.

Por exemplo, quando as amostras 1 de meios porosos são amostras de plugue de testemunho, o testemunho tipicamente é submetido a análises químicas para se determinarem as características químicas, tais como: o teor de argila de rocha total da rocha de reservatório, Oo que pode ser determinado por uma difração com raios X (XRD), microscopia de varredura de elétron (SEM) ou contagem de ponto de cintilação de infravermelho; o teor de mineral da fração de argila da rocha, em particular argilas do tipo esmectita (tal como montmorilonita), do tipo pirofilita, do tipo caolinita, do tipo ilita, do tipo clorita e do tipo glauconita, o que pode ser determinado por difração com raios X (XRD), microscopia de varredura de elétron (SEM). As características físicas, tais como porosidade e permeabilidade, também podem ser determinadas.

Pela introdução destas características químicas e físicas nos componentes de software de sistema de controle 200, as correlações entre estas características e os resultados dos testes de inundação com água podem ser determinadas.

Outras características químicas preferidas ou mais específicas, as quais podem ser medidas para a provisão de dados analíticos para introdução nos componentes de

. software de sistema de controle 200 incluem: uma análise Ss por XRD de rocha total da formação rochosa, incluindo todos ] os tipos de mineral na rocha de reservatório (incluindo argilas e compostos de metal de transição, tais como óxidos e carbonatos, por exemplo, óxido de ferro, siderita e feldspatos plagioclásios); o potencial zeta da rocha.

O óleo que é para ser testado usando-se o método de produção alta e o aparelho da presente invenção também pode ser analisado quanto a características químicas e físicas.

As características químicas do óleo incluem o valor de número de ácido total (TAN); o número de base do óleo; O teor de componentes de asfalteno e resina do óleo; o teor de nitrogênio total do óleo (ppm em peso) e o teor de nitrogênio básico do óleo; o teor total de enxofre do óleo (ppm em peso); o teor total de oxigênio do óleo em ppm em peso; uma análise SARA de óleo total (SARA significa saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos e é uma avaliação plena de quanto de cada tipo de componente de óleo está presente em uma amostra 1); e a composição espectral de massa, conforme obtido, por exemplo, por uma espectroscopia de massa de ressonância de cíclotron de íon de transformada de Fourier de eletroaspersão. As características físicas do óleo incluem o peso específico (a densidade relativa) do American Petroleum Institute (API) do óleo e a viscosidade do óleo na temperatura e pressão do reservatório, a viscosidade do óleo nas condições padrões (por exemplo, a medição de viscosidade pode ser feita a 20 ºC, 25 ºC e 30 ºC). Os parâmetros adicionais do óleo que podem ser levados em consideração, conforme requerido de modo a se configurar o componente de

* projeto experimental 213, que se correlaciona aos Ss resultados do aparelho de inundação com água incluem: temperatura de ponto de fluidez do óleo (ºC); temperatura de ponto de névoa do óleo (ºC) peso específico do óleo a 15 ºC (g/ml) ou alguma outra temperatura padrão; distribuição de ponto de ebulição do óleo (% em peso); distribuição de ponto de ebulição do óleo (ºC); tensão superficial do óleo (mN/m); tensão interfacial de óleo / sal (mN/m); e tensão interfacial de óleo / água doce (mN/m).

De modo similar, as características químicas da água da formação e de qualquer água de injeção podem ser testadas usando-se o método e o aparelho de produção alta da presente invenção e os dados introduzidos no componente de projeto experimental 213. Estas características químicas incluem o teor de sólidos dissolvidos totais (TDS), a concentração de cátion multivalente total, a concentração de cátions individuais que estejam ocorrendo naturalmente nas águas da formação e de injeção (tais como sódio, potássio, magnésio, cálcio, bário e ferro), a concentração de ânions individuais que estejam ocorrendo naturalmente nas águas de formação e de injeção (tais como sulfato, fosfato, nitrato, nitrito) e o pH da água. As características químicas da água de injeção também podem incluir a concentração de aditivos, tais como ânions (por exemplo, ânions usados para uma recuperação de óleo em incremento microbiana, MEOR), cátions (por exemplo, cátions usados para polímeros de formação de retículo), tensoativos e polímeros.

Procedimento de Limpeza e Envelhecimento para as Amostras de Meio Poroso

& As amostras 1 de meios porosos, por exemplo, plugues : de testemunho, preferencialmente são limpas antes da realização de experimentos simultâneos de inundação usando o aparelho de produção alta da presente invenção.

Por exemplo, quando as amostras 1 são plugues de testemunho ou sandpacks formados a partir de areia produzida, elas podem conter inicialmente muitas substâncias nos seus poros, por exemplo, água da formação, lama de perfuração, óleo bruto.

Se julgado necessário, a pluralidade de amostras 1 de meios porosos (cada uma disposta em um dos suportes 2) é limpa pela lavagem das amostras l com solventes (tipicamente tolueno seguido por metanol) até que todo o óleo tenha sido lavado das amostras 1. Quando os testemunhos contêm argilas reativas, tais como argilas esmectitas, os testemunhos preferencialmente são limpos com querosene e isopropanol, em oposição aos solventes mais usuais, tolueno e metanol, de modo a não mudar artificialmente a permeabilidade absoluta dos testemunhos através da mobilização das argilas.

O processo de limpeza é melhorado se os solventes forem alternados uma pluralidade de vezes,

Quando da limpeza das amostras 1 com solventes, antes da execução dos experimentos de produção alta, uma análise on-line do solvente pode ser usada para a detecção das diferenças entre o solvente imediatamente à montante e a jusante dos suportes 2 (por exemplo, para a detecção de sinais no efluente surgindo à partir de impurezas químicas (por exemplo, componentes de óleo) que foram eluídos das amostras 1 de meios porosos). Quando não há diferenças entre as características químicas do solvente injetado e do solvente efluente, as amostras 1 de meios porosos são

? consideradas limpas. Conforme discutido acima, pode ser s necessário comutar entre os solventes de limpeza para a obtenção da limpeza eficiente das amostras 1. A limpeza das amostras 1 pode ser automatizada pelo uso de um software associado ao controlador de aparelho 223, que controla a comutação entre solventes, por exemplo, um software que abre e fecha válvulas levando a diferentes vasos de armazenamento de solvente (por exemplo, 08 reservatórios 14), desse modo se controlando o fluxo de solventes através das amostras 1 de meios porosos. Preferencialmente, este software termina a limpeza de uma amostra indívidual 1 de meio poroso, quando um modo de operação recebido a partir do componente analítico 211 indicar que não há impurezas químicas no solvente que é eluído da amostra 1.

Uma vez que às amostras l1 tenham sido limpas (se necessário), então elas são saturadas com uma salmoura de composição conhecida, cuja salmoura pode ser pretendida para a simulação de água conata ou água da formação (por exemplo, uma mistura de água conata e uma água previamente injetada, tal como água do mar ou água produzida) que esteja presente no reservatório sob investigação. Com água conata ser quer dizer a água originalmente presente no reservatório, antes da migração do óleo a partir de uma rocha de origem para a rocha de reservatório.

Assim, à composição da salmoura de formação sintética pode variar, dependendo do reservatório sob investigação. Quando as amostras 1 estão plenamente saturadas com salmoura, elas são ditas como estando a uma saturação de água a 100% (S, = 1). Tipicamente, as amostras 1 de meios porosos podem ser levadas para uma saturação de água a 100%

Á ao se forçar a salmoura através das amostras 1 sob vácuo ss (por exemplo, usando-se um conjunto de filtro de sucção). Este conjunto de filtro de sucção pode ser separado para o aparelho de produção alta, em cujo caso os suportes 2 são removidos do aparelho, de modo que as amostras de meios porosos possam ser colocadas no conjunto de filtro de sucção. Alternativamente, os suportes 2 podem ser retidos no aparelho de produção alta, em cujo caso uma válvula localizada em cada linha de efluente 8 pode ser aberta para conexão dos suportes 2 e suas amostras 1 associadas a uma línha de vácuo, e uma salmoura de formação sintética pode ser alimentada para as entradas 5 dos suportes 2. Também é divisado que a salmoura pode simplesmente ser injetada através das amostras 1 (com os suportes 2 retidos no aparelho de produção alta) por um período de tempo suficiente para se garantir uma saturação de água a 100%.

A próxima etapa envolve uma drenagem primária dos testemunhos para uma saturação de salmoura irredutível, Swir (também referida como saturação de água inicial). Esta drenagem pode ser realizada pela injeção ou direcionamento de uma fase não de umedecimento ou um óleo através das amostras | de meios porosos, as quais estão inicialmente 100% saturadas com salmoura.

A etapa de restauração dás amostras 1 para à saturação de água irredutível ou inicial (Sã) pode ser obtida usando-se uma técnica de placa porosa confinada. Tipicamente, as amostras 1 dos meios porosos são dispostas, cada uma, em placas porosas que têm uma permeabilidade pelo menos uma a duas ordens de magnitude mais baixa do que aquela das amostras 1. É importante que haja um bom contato à entre a placa porosa e a amostra 1, tipicamente isto s podendo ser assegurado pela inserção de papel filtro (o qual pode compreender um meio de formação de mecha, tal como fibra de vidro) entre a placa porosa e a amostra 1.

Isto também ajuda a garantir que o meio poroso esteja em contato com a superfície umedecida com água. Cada amostra 1 tipicamente é disposta de forma substancialmente vertical sobre a placa porosa, com o eixo geométrico longitudinal através da amostra cilíndrica alinhado com o eixo geométrico vertical. Uma vez que à amostra 1 esteja instalada sobre a placa porosa, uma fase não de umedecimento, tal como ar, nitrogênio ou um óleo mineral, ou um óleo, tal como um óleo orgânico, óleo bruto ou uma fração de destilação do mesmo, tal como querosene (a partir deste ponto, uma “fase de óleo”), é injetada na amostra 1 à uma pressão constante para deslocar uma porção da salmoura conata (ou da água da formação) a partir da amostra e através da placa porosa, desse modo se provendo uma relação desejada de fase aquosa para fase não de umedecimento ou fase de óleo. Devido ào fato de a fase não de umedecimento ou fase de óleo ser injetada a uma pressão constante e à grande diferença de permeabilidade entre as amostras l e às placas porosas e a placa sendo completamente umedecida com água, a fase não de umedecimento injetada ou fase de óleo é incapaz de fluir para fora das amostras l de meios porosos. Quando as amostras 1 estão saturadas com à fase não de umedecimento ou a fase de óleo na saturação de água irredutível, a água não está mais sendo produzida a partir das amostras 1, e os testemunhos são definidos como estando em S.i. Se a fase de óleo for de óleo bruto, as amostras 1

" agora estarão saturadas com óleo bruto em S.i. Se uma fase s não de umedecimento for empregada ou a fase de óleo for um outro óleo além de óleo bruto, a fase não de umedecimento ou a fase de óleo a partir das amostras | será deslocada, usando-se óleo bruto pela injeção de óleo bruto nas amostras | a uma pressão constante, deixando apenas água e óleo bruto ocupando o espaço de poro das amostras 1. As amostras 1 agora estão saturadas com óleo bruto em Sá e estão em uma saturação de óleo inicial (S.i).

se Susi for adquirida pela injeção e pelo direcionamento de querosene através das amostras de meios porosos (as quais estão inicialmente saturadas a 100% com salmoura), o querosene tipicamente será deslocado por um tampão de tolueno, antes do deslocamento do tolueno com óleo. O tampão de tolueno é usado para se evitar a deposição de asfaltenos a partir do óleo bruto, o que de outra forma pode correr, se o óleo bruto contatar oO querosene.

Se Sua for adquirida pela injeção de um gás (por exemplo, um gás inerte, tal como nitrogênio), através das amostras de meios porosos (as quais estão inicialmente saturadas a 100% com salmoura conata ou água da formação), o gás então, inicialmente, será deslocado com óleo bruto (sob uma contrapressão) para a obtenção da saturação de óleo inicial (Sa). Contudo, um óleo (outro além de óleo bruto) pode ser usado para o deslocamento do gás (por exemplo, querosene), e este óleo é subsequentemente deslocado com óleo bruto.

Swi tipicamente é adquirido usando-se uma fase não de umedecimento ou uma fase de óleo (outro além de óleo bruto), onde o óleo bruto é viscoso, e, portanto, não s desloca prontamente a água da formação a partir do espaço de poro das amostras de meios porosos.

Quando os plugues de testemunho estão sendo empregados, o óleo bruto tipicamente é tirado do reservatório à partir do qual as amostras de testemunho 1 foram obtidas.

O óleo bruto pode ser um óleo “inativo” ou um óleo “ativo” que foi recombinado com gás. Quando o óleo bruto é um óleo “ativo”, o gás permanece em solução, devido à pressão elevada mantida no aparelho e nos testemunhos.

Se desejado, o direcionamento das amostras | para uma saturação de água inicial ou irredutível pode ser realizada usando-se um aparelho de placa porosa em separado. As amostras 1 na saturação de água inicial S,.i então são carregadas nos suportes 2. Contudo, também é divisado que o aparelho de produção alta possa inicialmente ser configurado de modo que as amostras 1 de meios porosos sejam dispostas nos suportes 2 tendo placas porosas de extremidade, ao invés dos pratos de extremidade 3, 4. Após a limpeza das amostras 1 e a colocação das amostras em Sw, as placas porosas então são substituídas pelos pratos 3, 4 para os testes de inundação de produção alta.

Também é possível levar as amostras 1 de meios porosos para S. usando-se técnicas centrífugas. Assim, uma pluralidade de amostras 1 dos meios porosos que estão saturadas a 100% com água (S, = 1) é colocada em uma pluralidade de tubos de centrífuga. Após a centrifugação, as amostras 1 de meios porosos estarão em S', e os tubos conterão óleo e água. Alternativamente, a S.a. pode ser ú obtida pela centrifugação das amostras 1 sob uma zona de um JS gás não de umedecimento, em cujo caso é necessário, então, deslocar a fase não de umedecimento com óleo bruto (opcionalmente através de um óleo intermediário). Esta técnica é adequada para amostras 1 de testemunho e para sandpacks pequenos (onde os sandpacks estão contidos em uma luva tendo frisos em cada extremidade para se permitir que o óleo desloque uma porção da água à partir do espaço de poro do sandpack). As amostras 1 de meios porosos na saturação de óleo inicial (S.) então são carregadas nos suportes 2 do aparelho de produção alta.

O nível de saturação de fase de óleo inicial (S.a) pode ser selecionado para replicar as condíções com probabilidade de serem encontradas em um reservatório, por exemplo, pela mudança da pressão do óleo que é injetado nas amostras | para a técnica de placa porosa ou pela mudança da velocidade de giro da centrífuga. Por exemplo, o óleo pode ser adicionado às amostras 1 na quantidade requerida para se proporcionar um nível de saturação de óleo inicial a partir de 0,4 a 0,9, por exemplo, de 0,5 a 0,7.

No laboratório, pode ser possível controlar as condições usando os componentes de software do sístema de controle 200 descritos acima, de modo que à soma do nível de saturação de óleo inicial (S.i) e a saturação de água inicial (S.) equivalha à unidade, isto é, Sa + Sa = 1. Isto significa que os poros dos meios porosos estão completamente cheios e apenas contêm óleo e água. Em geral, contudo, é mais provável que Sai + Sm seja ligeiramente menor do que à unidade, uma vez que outras fases, tal como ar, podem estar presentes em pequenas quantidades nos

% poros.

Contudo, para as finalidades dos experimentos de s produção alta, à soma de S. e Sw é assumida como sendo igual à unidade.

Uma pressão de sobrecarga nominal de 350 a 5000 psi (2,41 a 34,47 MPa), por exemplo, de em torno de 400 psi (2,76 MPa), então, é aplicada às amostras 1 de meios porosos que estão à S'.. Assim, cada amostra 1 de meio poroso que é carregada em cada suporte 2 é provida com uma luva de borracha que é aberta em cada extremidade.

Anéis em O nas primeira e segunda extremidades da amostra formam um selo estanque a fluido com o suporte 2. Um fluido é injetado sob pressão no espaço anular formado entre a luva de borracha e a parede interna do suporte 2, de modo que uma pressão de sobrecarga de em torno de 400 psi (2,76 MPa) seja aplicada à luva de borracha e, daí, à parede lateral da amostra de meio poroso.

Esta é a pressão de contenção das amostras 1 de meios porosos.

O fluido que é injetado no espaço anulár pode ser água, um óleo hidráulico ou um gás, tipicamente um gás inerte, tal como nitrogênio.

Envelhecimento de Amostras de Meios Porosos A pluralidade de amostras 1 de meios porosos (por exemplo, amostras de plugue de testemunho) em uma saturação de água inicial (S.) e uma saturação de óleo inicial (S.i) então é envelhecida (deixada equilibrar) na temperatura experimental desejada, por exemplo, na temperatura do reservatório e na pressão experimental desejada.

O processo de envelhecimento é aplicado por um período de tempo suficiente para a restauração das amostras 1 para as condições de capacidade de umedecimento tipicamente encontradas no reservatório.

Durante o processo de

: envelhecimento, o óleo é opcionalmente substituído de forma s periódica por óleo “fresco”, por exemplo, de 1 à 2 volumes de poro de óleo podem ser renovados semanalmente durante o processo de envelhecimento.

Durante este processo de envelhecimento, uma proporção da água que inicialmente está em contato com a superfície dos poros dos meios porosos (por exemplo, à superfície da rocha) é substituída por óleo ao longo do tempo, o que proporciona uma representação mais realista da capacidade de umedecimento dos meios porosos (por exemplo, a rocha) para etapas subsequentes no experimento.

Por exemplo, será apreciado que, quando as amostras 1 estão saturadas a 100% com a fase aquosa (isto é, antes de qualquer óleo ser adicionado), a fase aquosa ocupará o volume de poro inteiro das amostras. Considerando-se um poro único, quando o óleo está inicialmente presente na amostra 1 em Sw, O óleo geralmente terá deslocado a fase aquosa da região aparente do poro, de modo que a água permaneça em contato com as superfícies de poro. Durante o envelhecimento, o óleo e a água redistribuir-se-ão no poro, por exemplo, de modo que uma porção da superfície de poro seja contatada pelo óleo. Assim sendo, após um envelhecimento, o poro estará em um estado de capacidade de umedecimento misto.

A capacidade de umedecimento controla a distribuição de fluido em um reservatório e, portanto, exerce uma influência fundamental sobre o comportamento do fluxo, a saturação de óleo residual e a permeabilidade relativa. Assim sendo, a capacidade de umedecimento também tem uma influência fundamental sobre o desempenho do reservatório.

% Os inventores no presente caso reconheceram que é mais s desejável que a distribuição de capacidade de umedecimento em cada amostra 1 de meio poroso seja representativa de um reservatório. Eles ainda reconheceram que O processo de envelhecimento deve ser deixado seguir seu curso, antes de as amostras | serem usadas em quaisquer experimentos de inundação subsequentes. Se um envelhecimento não tiver se completado ou não estiver substancialmente completado, então, quaisquer predições baseadas nos resultados desses experimentos subsequentes poderão estar propensas a um grau mais alto de erro, uma vez que as amostras não replicarão proximamente as condições do reservatório.

Um envelhecimento completo ou suficiente das amostras 1 pode levar um período de tempo prolongado, por exemplo, às vezes, da ordem de várias semanas Ou mesmo meses, em particular de três a seis semanas.

O elemento de válvula das amostras 1 de meios porosos pode ser monitorado usando-se espectroscopia de NMR, conforme descrito no pedido de patente do Reino Unido copendente GB 1007694.1, em cujo caso os suportes 2 para as amostras 1 devem ser formados a partir de um material plástico. Assim, os suportes 2 contendo as amostras 1 de meios porosos são periodicamente fechados e removidos do aparelho de produção alta para uma análise de NMR off-line.

Assim, no caso de experimentos de inundação, Os fluidos que estão contidos no espaço de poro das amostras de meios porosos antes da injeção do fluido de injeção são óleo e água da formação.

Determinação de Volumes de Poro para Óleo e Água Preferencialmente, como parte do protocolo de

7 preparação, testes adicionais podem ser realizados em cada s uma das amostras 1 de meios porosos para a determinação do volume de poro acessível para água de cada amostra 1 em S, = 1 e o volume de poro acessível para óleo em Sw.

Isto permite que à recuperação de óleo em incremento (em volumes de poro) seja determinada com respeito ao volume injetado de água (e convertida em volumes de poro de óleo). Assim, Oo volume de óleo produzido (ml) pode ser dividido pelo volume de poro de óleo e o volume de água injetada (ml) também é dividido pelo volume de poro de água.

Isto permite que a produção de óleo em incremento para os experimentos simultâneos de inundação seja comparada diretamente.

O volume de poro acessível para água em S, = 1 pode ser obtido pela injeção de uma salmoura compreendendo um rastreador, tipicamente iodo ou lítio.

O efluente removido de cada amostra 1 então é analisado quanto à concentração de iodo ou lítio, por exemplo, usando-se um detector de plasma acoplado de forma indutiva (ICP) ou um densímetro, e o perfil de concentração (C/Coº) para o volume de salmoura injetado é usado para a provisão de uma estimativa do volume de poro acessível da amostra 1 para água (em que C é a concentração de um rastreador no efluente e OQ é a concentração de rastreador na salmoura de injeção). Uma segunda medição pode ser obtida pela medição do declínio na concentração de rastreador no efluente, quando o fluido de injeção for comutado para uma salmoura não contendo um rastreador.

Assim, o volume de poro é o volume de salmoura injetada quando C/Coº for 0,5. O volume de poro total pode ser aproximado como à soma do volume de poro de água e do volume de poro de óleo.

Assim sendo, o volume de poro de

7 óleo = 1 - volume de poro de água.

s Alternativamente, o volume de poro acessível para óleo em Si pode ser determinado diretamente para cada uma das amostras 1 de meios porosos pela injeção de óleo contendo um rastreador (tipicamente um iodododecano o um iododecano) nos testemunhos. O efluente é analisado quanto à concentração do rastreador e o perfil de concentração (C/Co) para o volume de óleo injetado é usado para a provisão de uma estimativa do volume de poro acessível para o óleo em S.i, de uma maneira similar para a determinação do volume de poro acessível para água (em que C"º é a concentração de rastreador no óleo injetado). Uma segunda medição pode ser obtida pela medição do declínio na concentração de rastreador do efluente, quando o fluido de injeção for comutado para óleo não contendo um rastreador. Experimentos Simultâneos de Inundação Os experimentos simultâneos de inundação podem ser realizados em modo terciário para cada uma das amostras 1 pela injeção em cada amostra 1 de um fluido de injeção, por exemplo, salmoura de composição conhecida (por exemplo, uma água do mar sintética ou uma água de salinidade baixa sintética) a uma vazão constante, até que nenhum 61leo esteja sendo produzido a partir do testemunho. O testemunho agora está a uma primeira saturação de óleo residual, Sorn- O efluente produzido a partir de cada testemunho pode ser amostrado para uma análise off-line, ou pode ser analisado usando-se um ou mais dos instrumentos analíticos on-line 7,

11. O volume de óleo produzido também é determinado. Estas são as inundações de controle para comparação com uma inundação de testemunho subsequente com vários fluidos de

7 injeção de teste, por exemplo, várias águas de injeção É (inundação de modo terciário). Neste ponto, a salmoura pode ser comutada para uma salmoura de composição similar que foi dopada com um dopante, tal como iodo ou lítio. Por exemplo, uma porção dos íons de cloreto da salmoura original pode ser substituída por íons de iodo ou uma porção os íons de sódio na sálmoura original pode ser substituída por íons de lítio. O volume de poro acessível para água da amostra 1 de meio poroso seguindo-se a esta inundação com água inicial (recuperação secundária) então é determinado, conforme descrito acima. Devido ao fato de à salmoura ter uma composição similar àquela da salmoura usada durante uma recuperação secundária, nenhuma recuperação de óleo em incremento será observada durante este teste. A saturação de óleo residual após esta inundação de controle, Sori, pode ser determinada a partir do volume de poro de água seguindo-se a esta inundação com água inicial (isto é, Som = (1 -— volume de poro de água seguindo-se a uma recuperação secundária)). A quantidade de óleo produzida nesta inundação com água inicial em conjunto com o valor da saturação de óleo inicial (S.i) também pode ser usada para a determinação de um valor para Sor. Assim, Som = (Soa - volume de poro de óleo produzido durante uma recuperação secundária).

Os fluidos de injeção de teste tendo diferentes composições para a salmoura inicial então são injetados nas amostras 1 por um período de tempo suficiente para se determinar se qualquer recuperação de óleo em incremento é observada. Se o óleo for produzido a partir de uma ou mais

7 das amostras 1, uma injeção do fluido de injeção de teste FZ continuará, até a produção de óleo cessar. A quantidade de óleo em incremento produzida então e determinada. Neste estágio, o volume de poro acessível do testemunho para água também pode ser determinado. Neste estágio, o volume de poro acessível do testemunho para água também pode ser determinado, conforme descrito acima, pelo uso de uma salmoura de uma composição similar àquela do fluido de injeção aquoso de teste.

Se não tiver havido uma recuperação de óleo em incremento com o fluido de injeção de teste, S.rº Será a mesma que Sor1- Se houver uma recuperação de óleo em incremento, um valor de Soro será determinado a partir do volume de poro de água após a recuperação terciária com o fluido de injeção de teste ou a partir da quantidade de óleo em incremento produzida durante uma recuperação terciária. Assim, Som = (1 - volume de poro de água seguindo-se a uma recuperação terciária) ou Sora = (Sa - volume de poro total de óleo produzido durante uma recuperação secundária e uma terciária) ou Sora = (Sor1 — volume de poro de óleo produzido durante uma recuperação terciária).

A quantidade adicional ou em incremento de óleo que é obtida quando águas de injeção diferentes são injetadas em amostras 1 diferentes de meios porosos em um modo de recuperação terciária é uma quantidade em termos de, por exemplo, uma percentagem, uma fração ou um volume, de óleo que será deslocado ou recuperado, se comparado com um volume predeterminado de óleo para um volume de deslocamento (ou recuperação) de óleo de “base”, por

% exemplo, uma inundação com água de base usando-se uma água Í de injeção de base, tal como um fluido de salinidade alta sintético. Este valor de base é a quantidade de óleo recuperada no efluente a partir dos testemunhos em condições físicas padronizadas, tais como pressão de injeção, volume de fluido de injeção de base empregado, e taxa de injeção. Tipicamente, a quantidade adicional ou em incremento de óleo é expressa como uma percentagem ou uma fração do valor de base predeterminado.

Alternativamente, as amostras 1 podem ser testadas em um modo secundário, pela omissão da etapa de inundação com água das amostras com a salmoura sintética para Son. AO invés disso, as amostras são diretamente inundadas com o fluido de injeção de teste, por exemplo, a água de injeção de teste. Isto permitirá uma triagem grosseira dos fluidos de injeção de teste ao se determinar se um óleo é produzido a partir dos testemunhos ou não.

Tipicamente, o fluido de injeção empregado para cada um dos experimentos simultâneos de inundação de testemunho (por exemplo, uma água de injeção) é injetado em cada testemunho a uma vazão na faixa de 1 a 40 ml/hora, preferencialmente de 4 a 10 ml/hora, por exemplo, de 3 a 5 ml/hora, preferencialmente de em torno de 4 ml/hora, de modo a corresponder a taxas típicas de avanço frontal de reservatório. As taxas de avanço frontal de reservatório são dependentes da taxa na qual o fluido de injeção é injetado no poço de injeção e a área na qual o fluido é injetado (um raio a partir do poço de injeção e o intervalo de reservatório através do que o fluido é injetado). Uma taxa de avanço frontal típica é de em torno de 1 pé (30,48 x cm) por dia. Toda a recuperação varia com a taxa de 7 injeção. Assim sendo, para fins comparativos, as taxas de injeção para a pluralidade de experimentos devem ser as mesmas.

Tipicamente, após os experimentos simultâneos de inundação com água terem sido completados, a amostra 1 de meios porosos, por exemplo, as amostras de testemunho 1 são descartadas ou reusadas pelo retorno ao protocolo de limpeza. Conforme será entendido pelo leitor versado no contexto da presente exposição, a duração dos experimentos de inundação de testemunho descritos tipicamente é da ordem de dias ou dezenas de dias, de modo que uma simultaneidade precisa não é requerida. Portanto, conforme usado aqui, o termo simultâneo geralmente é usado para significar que os testes são realizados concorrentemente ou em paralelo, por exemplo, que os testes “simultâneos” estão em progresso ao mesmo tempo, embora eles possam começar e terminar em tempos diferentes.

Determinação de Permeabilidades Relativas das Amostras de Meios Porosos para Óleo e Água Além da determinação da recuperação de óleo em incremento para diferentes técnicas de EOR, o aparelho da presente invenção permite a medição simultânea de dados requeridos para a determinação da permeabilidade relativa de uma pluralidade de amostras 1 de meios porosos para óleo e água. Estas medições podem ser realizadas como parte dos experimentos simultâneos de inundação.

Assim, o aparelho de produção alta também pode ser usado para a obtenção de dados de permeabilidade relativa para as amostras 1 de meios porosos, em particular para

* plugues de testemunho, estes dados sendo indicativos da Z] facilidade relativa com a qual o óleo e a água podem se mover através da rocha de formação de reservatório, após a consideração de viscosidade, permeabilidade absoluta e gradiente de pressão no reservatório.

No começo de cada experimento de inundação de testemunho, em S.i, à permeabilidade relativa de água é zero (a água está imóvel), enquanto a permeabilidade relativa de óleo está em seu máximo. No fim de cada experimento de inundação de testemunho, em Sor, a permeabilidade relativa de óleo é zero (nenhum óleo a mais pode ser mobilizado) e a permeabilidade relativa de água está em seu máximo.

Os métodos para a determinação das permeabilidades relativas de um testemunho para óleo e água são bem conhecidos por uma pessoa versada na técnica. Estes métodos incluem técnicas de regime permanente e de regime não permanente. Esses métodos requerem a medição do perfil de saturação de óleo (também referido como o perfil de recuperação de óleo ao longo do tempo) para o testemunho e também os parâmetros “estáticos” a seguir: as viscosidades de fluido do óleo e da água da formação, a porosidade da rocha de testemunho e seu volume de poro total (absoluto), a permeabilidade absoluta da rocha do testemunho para 100% de óleo ou 100% de água fluindo através do testemunho, a pressão de injeção, a pressão diferencial através do testemunho, a temperatura do testemunho, e a vazão através do testemunho. As medições destes “parâmetros estáticos”, portanto, são feitas.

Um equipamento de medição de óleo on-line

* convencional, por exemplo, um equipamento de monitoração de F atenuação de raios gama (GASM) para a determinação de saturação de óleo dos testemunhos é impraticável para o aparelho de produção alta, devido à necessidade de uma pluralidade de fontes de raios gama e ao tamanho do equipamento de GASM.

Ao invés disso, o perfil de saturação de óleo pode ser determinado pela monitoração da quantidade de óleo sendo produzida a partir do testemunho ao longo do tempo. Esta quantidade de óleo é convertida em volumes de poro de óleo, desse modo se provendo a saturação de óleo do testemunho (Soi - produção de óleo em volumes de poro) ao longo do tempo.

Além disso, por todos os experimentos em paralelo de inundação de testemunho, medições de pressão diferencial são feitas ao longo do tempo. Estas medições podem ser introduzidas no componente analítico 211 para se permitir uma determinação das curvas de permeabilidade relativa (onde o componente analítico 211 inclui as propriedades “estáticas” adicionais descritas previamente que são requeridas para a determinação das curvas de permeabilidade relativa).

Assim sendo, um ou mais sensores de pressão podem ser dispostos com respeito a cada amostra de testemunho 1 para medição de pressão absoluta de um fluido introduzido em e extraído de cada um dos testemunhos, estes sensores ou adicionais sendo adicionalmente dispostos para a medição de uma pressão diferencial através do comprimento de cada testemunho. Sensores de temperatura também podem ser providos para medição e monitoração de temperaturas de z testemunho e linha de fluxo. Bombas dispostas para a z injeção de fluido nas linhas de fluxo de injeção 12 podem ser controladas, de modo que a vazão de fluido injetado e uma pressão de fluido de injeção sejam conhecidas.

Tipicamente, as permeabilidades das amostras de testemunho 1 (Ky ass) & O volume de poros absoluto das amostras 1 são determinadas após as amostras de testemunho 1 terem sido limpas.

Claims

z REIVINDICAÇÕES 7 1. Aparelho para simultaneamente injetar fluidos em uma pluralidade de amostras de meios porosos, caracterizado pelo fato de compreender: uma pluralidade de suportes para as amostras de meios porosos, cada suporte compreendendo uma luva e primeiro e segundo pratos, o primeiro prato tendo uma entrada para a injeção de fluido e um segundo prato tendo uma saída para um fluido produzido, e as amostras de meios porosos sendo dispostas, em uso, em cada um dos suportes, de modo que o primeiro prato e o segundo prato de cada suporte contatem uma primeira extremidade e uma segunda extremidade da amostra de meio poroso, respectivamente, a entrada de cada primeiro prato estando em comunicação de fluido com uma linha de injeção para injeção de fluido na amostra de meio poroso disposta no suporte, a saída de cada segundo prato estando em comunicação de fluido com uma linha de efluente dedicada para a remoção de fluido produzido a partir da amostra de meio poroso disposta no suporte, um analisador para análise dos fluidos injetados e/ou removidos de cada uma das amostras de meios porosos.
2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender um sistema de controle acoplado para receber dados de medição a partir do analisador e configurado para controlar a injeção de fluido com base nos dados de medição.
3, Aparelho, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender um suprimento de fluido operável para controle do suprimento de fluido para

7 injeção nas amostras de meios porosos, em que O sistema de Í controle é configurado para controlar o suprimento de fluido para pelo menos uma da referida pluralidade de amostras de um meio poroso com base nos dados de medição.

S
4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 2 ou 3, caracterizado pelo fato de os dados de medição serem baseados na quantidade de óleo no fluido removido da amostra de meio poroso disposta no suporte.
5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de o controlador ser configurado para parar a injeção de fluido em uma da referida pluralidade de amostras no caso de a quantidade de óleo no fluido removido de uma das referidas amostras ser menor do que um nível de limite selecionado.
6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de o nível de limite selecionado ser um dentre: uma concentração selecionada; uma i percentagem selecionada em volume; e uma percentagem selecionada por massa de fluido.
7. Método de teste de inundação de testemunho para a injeção de fluido de injeção em uma pluralidade de amostras de meios porosos, 0 método caracterizado pelo fato de compreender: a disposição de uma pluralidade de amostras de meios porosos em respectivos vasos de pressão de uma pluralidade correspondente deles, em que as amostras de meios porosos compreendem óleo e água em uma saturação de água inicial, Sur o envelhecimento das amostras de meios porosos de modo que à amostras estejam em um estado de capacidade de í umedecimento misto; : a injeção de um fluido de injeção em cada uma das amostras de meios porosos, a remoção de fluido deslocado das amostras de meios porosos, a análise de fluidos deslocados de cada uma das amostras de meios porosos.
8. Método, de acordo com a reivindicação 7,7 caracterizado pelo fato de a análise compreender a determinação da quantidade de óleo em um fluido deslocado de uma da pluralidade de amostras de meios porosos, O método compreendendo o controle da injeção de fluido com base na referida determinação.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de o controle da injeção de fluido compreender a parada de injeção de fluido no caso em que a quantidade de óleo em fluido deslocado a partir de uma da pluralidade de amostras é menor do que um nível de limite selecionado.
10. Método, de acordo com a reivindicação 8 ou 9, caracterizado pelo fato de compreender, em resposta à referida determinação, a remoção de uma da pluralidade de amostras de meios porosos a partir do vaso de pressão e a substituição de uma referida amostra da pluralidade de amostras com uma outra amostra compreendendo óleo e água em uma saturação de água inicial, Sw.
11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7, 8, 9 ou 10, caracterizado pelo fato de compreender a injeção de fluido na referida pluralidade de amostras por um período de tempo selecionado, em que pelo

? menos duas das referidas amostras são injetadas com fluido : tendo propriedades diferentes; o término da injeção após o período de tempo selecionado ter decorrido; com base na referida análise, a seleção de propriedades de uma pluralidade de fluidos de injeção; e a injeção da referida pluralidade de fluidos de injeção em uma segunda pluralidade de amostras.
12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7, 8, 9, 10 ou 11, caracterizado pelo fato de compreender, antes da disposição da pluralidade de amostras de meios porosos na pluralidade correspondente de vasos, a saturação da pluralidade de amostras de meios porosos com água; e o deslocamento de água das amostras para a obtenção de um nível selecionado de saturação de água, Su, das amostras; em que o referido arranjo de uma pluralidade de amostras de meios porosos em respectivos vasos de pressão de uma pluralidade correspondente de vasos de pressão compreende a transferência da pluralidade de amostras em um nível selecionado de saturação de água para a referida pluralidade correspondente de vasos de pressão,
13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de o deslocamento de água para a obtenção de um nível selecionado de saturação de água, Swi, compreender uma dentre: injeção de uma fase não de umedecimento nas referidas amostras; ou a centrifugação das referidas amostras sob um fluido não de umedecimento.
14. Método, de acordo com qualquer reivindicação 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7,8, 9, 10, 11, 12 ou 13, caracterizado pelo

? fato de a injeção simultânea compreender a provisão de um í atraso entre o começo de pelo menos algumas das injeções.
15. Método implementado em computador, caracterizado pelo fato de compreender o método de qualquer uma das reivindicações 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 ou 14.