PETROFÍSICA

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE CAMPINA GRANDE 
PROGAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM EXPLORAÇÃO PETROLÍFERA E MINERAL
INTERAÇÃO ROCHA-FLUIDO 
JULIANA TARGINO BATISTA
18 de Agosto de 2017.
 INTRODUÇÃO
Estudos de laboratório e de campo indicam que as propriedades da rocha, especialmente permeabilidade, são alteradas ou danificadas durante as operações de campo.
 
Partículas sólidas finas introduzidas nos fluidos do poço durante qualquer uma destas operações ;
Por meio da interação de fluidos invasores com minerais da rocha e / ou fluidos de formação.
Essa zona “skin”
(polegadas a alguns pés) pode reduzir o IP dos poços para apenas uma fração do seu valor potencial. 
Fatores que controlam a migração e a deposição de partículas finas em meios porosos (composição; características físicas);
DANO À FORMAÇÃO
É uma redução permanente ou temporária da permeabilidade original da formação nas imediações do poço, aumentando a perda de carga na interface formação original-poço e reduzindo o Índice de Produtividade (IP
3
Figura 1: Interface poço-formação, rebocos externo e interno.
DANO À FORMAÇÃO
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Fator skin
Se Ka < K s + = Dano
Se Ka > K s - = estímulo;
Se s=0; produtividade original;
 
Razão de Dano
RD > 1, dano;
RD < 1, Estímulo; 
Figura 2: Representação do dano. 
DANO À FORMAÃO
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Figura 3: Linha do tempo das várias etapas com a possibilidade do início da ocorrência de 
um dano à formação, DF.
IMPORTÂNCIA DA PERMEABILIDADE PRÓXIMA AO POÇO
Figura 4: Efeito de dano a permeabilidade em relação a produtividade..
A permeabilidade na zona skin tem efeito despro- porcional sobre a produtividade.
Efeito de melhoria (por acidificação ou fratura) permeabilidade da formação. 
IMPORTÂNCIA DA PERMEABILIDADE PRÓXIMA AO POÇO
O impacto da zona “skin” sobre a produtividade do poço pode ser avaliada através do cálculo da perda de rendimento anual devido a danos skin (ou o ganho):
Onde $o é o preço do petróleo em dólares americanos por STB, qu é a taxa de produção sem efeito skin em STB / D, e DF é o fator de dano expresso como:
Onde: QS é a taxa de produção, com efeitos skin e PR é a razão de produtividade. Outro fator utilizado para exprimir o efeito skin é a razão de dano:
NATUREZA DE DANOS DE PERMEABILIDADE
As causas mais importante de danos a permeabilidade estão associadas com:
A introdução de partículas sólidas no interior da formação a partir do fluidos do poço durante as operações;
O movimento de finos de formação e reações químicas nos canais do poro resultantes da interação de fluidos invasores com minerais da rocha e fluidos de formação;
Danos de origem mecânica (“pseudoskins”):
Perfurações curtas; poços inclinados; baixas taxas de perfurações. 
ORIGEM DO DANO A PERMEABILIDADE
Krueger, Amaefule e Kersey, e Economides e Nolte forneceram uma extensa análise de problemas de danos a formação . 
Eles reconhecem que a partir do momento em que a broca entra na formação e até o poço produzir, as principais causas de danos a permeabilidade são: 
 
Invasão do filtrado e sólidos, e a migração de finos de formação ;
Alta sobrepressão do poço; 
Longa exposição da formação ao fluido de perfuração (aumentam o DF);
 ORIGEM DO DANO A PERMEABILIDADE
Dano à formação por sólidos dos fluidos de perfuração é dependente: 
TIPOS DE DANOS A PERMEABILIDADE
Keelan e Koepf identificaram quatro tipos principais de danos a permeabilidade na proximidade do poço que pode ser avaliada por análise de amostras:
Tamponar poros e gargantas de poros com sólidos introduzidos durante a perfuração, completação, recuperação, etc.;
Hidratação da argila e inchaço por dispersão de argila e seu movimento com água produzida ou injetada;
O bloqueio de água ou aumento da saturação de água perto do poço causada por água estranha introduzida na formação durante as operações;
Perfurar areias não consolidadas, causando perda da produtividade.
TIPOS DE DANOS A PERMEABILIDADE
Quando argilas da formação entram em contato com fluidos aquosos usados em operações de perfuração ou completação, ocorre inchaço da argila e, geralmente, provoca:
 
Um poço numa formação não consolidada é provável que seja instável, e, geralmente, leva à produção de areia e, assim, consequente redução da produtividade. 
Obstrução dos canais de fluxo;
Redução na produtividade dos poços;
 TIPOS DE DANOS PERMEABILIDADE
 A instabilidade é agravada quando fluidos com fracas propriedades de filtração ou fluidos reativos são utilizados durante as operações. 
 Fluidos altamente reativos, que dissolvem o material de cimentação, podem fazer com que o poço entre em colapso. 
 Muecke mostrou que a produção de águas da formação promove o movimento de finos da formação, que eventualmente, desenvolvem restrições nos poros.
TIPOS DE DANOS A PERMEABILIDADE
Figura 5: Efeito de bloqueio de água sobre as curvas de permeabilidade relativa. 
TIPOS DE DANOS A PERMEABILIDADE
Outros tipos comuns de dano de formação são: 
Formação de emulsão;
Mudança de molhabilidade; 
Deposição de incrustações
Emulsões podem resultar da mistura de fluidos à base de água e do óleo do reservatório, ou fluidos à base de óleo e salmouras da formação. 
A adsorção dos surfactantes do fluido à base de óleo causa alteração da molhabilidade em reservatórios molhável em água, que pode causar a redução na produtividade dos poços. 
TIPOS E TAMANHOS DE FINOS
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Existem dois tipos de argilas, na maioria dos formações de arenito :
Processos físicos (deposição);
Processos biogênicos (após a deposição);
Fazem parte integrante do suporte da matriz (não são móveis);
Dentríticas ou alogênicas
Preciptação direta das águas da formação;
Interação das águas da formação com minerais de argila pré-existente.
 
 
Maior potencial para danificar a formação pela migração ou reação química com fluidos invasores (morfologia, suas localizações no sistemas de poros);
Autigênicas
TIPOS E TAMANHOS DE FINOS
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Figura 6: Modelos de ocorrência das argilas nos arenitos.
EFEITO DA MIGRAÇÃO DE FINOS NA PERMEABILIDADE
Muecke analisou um grande número de amostras de arenitos não consolidados em diferentes poços dos EUA. 
Análise de difração de raios-X de finos da formação; 
Determinar conteúdo mineralógico;
Argilas representaram apenas 11 wt% do total de finos. 
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Figura 7: Conteúdo mineralógico típico presentes em partículas finas em arenitos (USA). 
EFEITO DA MIGRAÇÃO DE FINOS NA PERMEABILIDADE
Estudos Reed e de Muecke mostraram que os finos de formação estão presentes em todas as areias de reservatório em quantidades suficientes para causar danos sérios a formação.
 Além disso, qualquer tratamento curativo para remover esse dano deve ser capaz de tratar não só os minerais de argila, mas também todos os outros tipos de substâncias (minerais e não-minerais).
 MIGRAÇÃO DE FINOS
O inchaço e dispersão das partículas de argila é uma função da quantidade de água absorvida, que por sua vez é uma função da:
Estrutura de cristal 
Dos cátions presentes nas superfícies minerais 
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Figura 8: Importância do teor de argila e tipo de mineral argiloso na determinação do mecanismo de dano a permeabilidade.
Independentemente do teor de argila, a sensibilidade à água é de grande importância em formações que contêm minerais autigênicos;
Devido à sua áreas de superfície muito grande e à sua fixação pobre para superfícies de grãos de areia, caulinita e partículas de argila illita são muito suscetíveis a migração;
 DANOS QUÍMICOS
Khilar et al. investigaram a sensibilidade dos arenitos para a água fresca e determinou-se a existência de uma razão crítica de queda na salinidade a cada vez que uma redução rápida e drástica na permeabilidade ocorre. 
Esta razão é atingida quandoa água salgada presente no arenito é substituída pela água fresca injetada. 
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Figura 9:.Relação de danos a permeabilidade durante um teste de saturação de amostra, para demonstrar a sensibilidade à água de arenitos argilosos. 
Água fresca foi injetada na amostra contendo 0,51 M de NaCl , PDR caiu de 100% até 1%.
Quando a água fresca foi injetada na direção oposta, K aumentou temporariamente;
Quando foi injetada água salgada no mesmo sentido que a água fresca, não foi observada nenhuma alteração em K. 
Água salgada injetada na mesma direção: PDR aumentou e estabilizou em 0,85.
Estas tendências de permeabilidade indicam que a mobilização e dispersão de finos de argila estão ocorrendo, e a principal causa da redução da permeabilidade é entupimento do poro;
DANOS QUÍMICOS
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Figura 10: Razão de dano a permeabilidade e razão da concentração de sal a uma velocidade espacial de 0.125hr-¹.
Figura 11: Razão de dano a permeabilidade e razão da concentração de sal a uma velocidade espacial de 1.316 hr-¹.
Figura 12: Comportamento da concentração de argila, X, e a relação de danos de permeabilidade, K / KO, a uma lenta diminuição da concentração de sal, C, e baixa taxa de fluxo.
Uma diminuição abrupta na concentração de sal causa um aumento brusco e rápido da concentração de argila (X). 
Quanto mais partículas são liberadas, elas começam a chegar nas gargantas de poros, ao mesmo tempo, gerando gargalos e, consequentemente, uma redução significativa na permeabilidade. 
 DANOS QUÍMICOS
 DANOS QUÍMICOS
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Figura 13: Comportamento da concentração de argila, X, e a relação de danos de permeabilidade, K / KO, a uma rápida diminuição da concentração de sal, C, e elevada taxa de fluxo.
 DANO MECÂNICO
 Danos da permeabilidade com a migração de finos foram sistematicamente investigados pela primeira vez por Muecke e, em seguida, por Gruesbeck e Collins. 
 Muecke criou um micromodelo de meios porosos para investigar os muitos fatores que controlam a migração de finos da formação em meios porosos. 
 Este micromodelo permite a observação direta do movimento dos finos durante o fluxo de fluido através de um microscópio óptico.
 DANO MECÂNICO
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 Solventes comuns , água e óleo isoladamente e em várias combinações, como fluidos de transporte. 
Figura 14: Diagrama esquemático do aparato experimental usado na investigação da movimentação de finos em um meio poroso.
DANO MECÂNICO
Figura 15: Migração de finos durante fluxo monofásico.
 Quando uma única fase líquida está presente, Muecke observou:
 - Os finos movem-se livremente através do sistema poroso a menos que eles se encaixem mecanicamente nas restrições dos poros.
 DANO MECÂNICO
Usando o mesmo micromodelo, Muecke investigou migração de finos nos meios porosos, contendo dois ou mais fluidos imiscíveis e concluiu que:
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Figura:
A molhabilidade de finos e forças interfaciais de superfície desempenham um papel dominante no seu movimento.
Finos da formação tornam-se móveis apenas se a fase líquida que os molha se torna móvel.
Figura 16: Finos molháveis a água são imóveis quando a água conata é imóvel.
DANO MECÂNICO
O fluxo simultâneo de óleo e de água causa migração de finos considerável, pois as diferenças de pressões localizada nas interfaces água-óleo mantém as partículas finas agitadas.
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Figura 17: A migração de finos durante o fluxo de duas fases.
.
DANO MECÂNICO
32
Os finos de molhabilidade mista, isto é, localizadas na interface entre o óleo e a água, tendem a se mover apenas ao longo da interface óleo-água.
Se uma das fases molhantes estiver imobilizada, as forças interfaciais limitam o movimento das fintas a apenas alguns tamanhos de grãos.
Figura 18: A migração de finos de molhabilidade mista ao longo da interface óleo-água, quando a água conata é imóvel. 
 DANO MECÂNICO
A injeção mútua de solvente ou solução de tensioativo lança finos na formação, levando-os a migrar em concentrações elevadas;
Isto sugere que danos a permeabilidade com migração de finos é provável que ocorra durante a melhoria dos processos de recuperação de petróleo. 
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Figura 19. Migração de finos durante a injeção de produtos químicos para melhorar a recuperação de óleo.
 ARRASTO E SUPERFÍCIE DE DEPOSIÇÃO
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Figura 20: Modelo de via paralela para a migração e deposição de finos. 
 ARRASTO E SUPERFÍCIE DE DEPOSIÇÃO
Efluentes foram coletados e analisados para a concentração de finos e distribuição de tamanho de partículas;
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Figura 21: Deposição de finos em um meio poroso para diferentes velocidades intersticiais.
ARRASTO E SUPERFÍCIE DE DEPOSIÇÃO
Assim, a deposição ocorre de acordo com o seguinte equação:
A taxa média de arrastamento dentro das areias, que é então traçada contra a velocidade intersticial, como mostrado na Figura a seguir é dada pela equação: 
11- ARRASTO E SUPERFÍCIE DE DEPOSIÇÃO
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Figura 22: Taxa líquida de arrastamento num meio poroso como uma função da velocidade intersticial.
Estes gráficos revelam a existência de uma "velocidade crítica”, ou taxa de fluxo, em que o arrastamento de partículas finas não ocorre.
Logo, verifica-se que o único efeito de aumentar a viscosidade de fluxo de fluido sobre a taxa de arrasto de finos é que o valor de velocidade crítica aumenta. 
12- ARRASTO E ENTUPIMENTO
Vias “não entupíveis” são assumidas como sendo suficientemente grande em comparação com o tamanho dos finos suspensos para que o entupimento total nunca ocorra. 
No entanto, em “vias entupíveis” (compostas de aberturas dos poros mais estreitas), a permeabilidade da formação e, logo, a densidade de fluxo podem ser reduzidas a zero pela deposição de finos. 
Com base nestas premissas , Gruesbeck e Collins postularam que a taxa de deposição e arrasto de vias “não entupíveis” é dada de acordo com a expressão :
12-ARRASTO E ENTUPIMENTO
Figura 23: Resultados dos testes de deposição e arrasto executado em um queda de pressão constante para dois tipos de areias. 
A razão de danos a permeabilidade para areias finas (Curva A) se aproxima de zero porque os depósitos tendem a concentrar-se próximo do extremidade de entrada . 
Na areia mais grossa (Curva B), os depósitos são mais uniformes na areia e, logo, após um breve declínio, a relação de danos a permeabilidade torna-se constante. 
	
12-ARRASTO E ENTUPIMENTO
Os testes experimentais usados ​​para desenvolver o conceito de velocidade crítica foram efetuados a uma taxa de fluxo constante.
IDENTIFICAÇÃO DE MECANISMOS DE DANOS A PERMEABILIDADE
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Supondo que, em certos momentos, apenas um mecanismo de dano a permeabilidade é dominante, Wojtanowicz et al. desenvolveram uma técnica para identificar o mecanismo predominante.
Dados experimentais de permeabilidade versus o tempo de fluxo são utilizados para inferir valores quantitativos dos fatores selecionados envolvidos na interacão rocha-fluido. 
O tipo de mecanismo de dano que ocorre é identificado pela existência de uma linha reta e de uma inclinação específica.
1- A concentração de finos da formação diminui exponencialmente com o tempo; 
2- A concentração de sólidos nos fluidos de completacão que invade a formação é constante;
3- A migração destes sólidos se comporta de acordo com o processo de filtração de taxa constante;
4- A concentração de sólidos é baixa, de modo que a redução do volume devido à captura de partículas é insignificante; 
5- O reboco é incompressível; 
6- A formação é homogênea e a geometria dos poros é regular; 
7- O fluxo é linear e laminar;
DANOS À PERMEABILIDADE DE SÓLIDOS INVASORES 
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Bloqueio gradual de poros 
Bloqueio de poros individuais 
Formação do reboco
Existem três mecanismos de transporte de sólidos invasores em rochas porosas pelas quais podem ocorrer danos a permeabilidade:
DANOS A PERMEABILIDADE DE SÓLIDOS INVASORES 
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ou
Gruesbeck e Collinsmostraram que durante o mecanismo de bloqueio gradual de poros , a taxa de deposição ou captura é diretamente proporcional à concentração de sólidos na corrente de fluxo.
Fator de captura fc;
Concentração de sólidos Cs (g/cc); 
Comprimento médio do caminho de fluxo L (cm);
Densidade de sólidos ps (g/cc); 
Área de fluxo original Afo (cm2); 
M é a massa de sólidos invasores capturados pela rocha durante um período de tempo, 
. 
DANOS A PERMEABILIDADE DE SÓLIDOS INVASORES 
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A seguinte equação descreve o comportamento da permeabilidade da formação durante o bloqueio de poros individuais: 
q = razão de fluxo, cc/min.
CSC = Concentração de partículas sólidas de diâmetro crítico;
 dC = diametro crítico das particulas, g/cc.
 Ap = Área de poro único, cm2.
O bloqueio de poros únicos ocorre quando partículas sólidas de tamanho crítico, isto é, de tamanho próximo ao tamanho dos poros, bloqueiam instantaneamente os poros individuais.
DANOS A PERMEABILIDADE DE SÓLIDOS INVASORES 
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A formação de reboco pode ser iniciada por partículas sólidas maiores do que o tamanho dos poros ou por uma alta concentração de sólidos menores do que o tamanho dos poros.
A mudança de permeabilidade durante o mecanismo de formação do reboco é dado pela seguinte equação: 
 Resistência média ao fluxo; cm/g (= ACRC/M); 
AC = Área do reboco , cm2 
Rr = Resistência a filtração da rocha cm-1; 
RC = Resistência a filtração do reboco cm-1;
Lr = Comprimento real da rocha, cm;
Ar = Área da rocha, cm2
DANOS A PERMEABILIDADE DE SÓLIDOS INVASORES 
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Figura 25: O comportamento da PDR é indicativo do mecanismo de danos.
DANOS A PERMEABILIDADE A PARTIR DE FINOS DA FORMAÇÃO
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A mobilizacão, destes finos podem danificar a permeabilidade de forma semelhante a dos sólidos invasores;
Wojtanowicz et al. mostraram que quando o tamanho dos finos mobilizados é muito menor do que o tamanho dos poros, ocorre um mecanismo de bloqueio gradual e individual de poros simultâneo;
DANOS A PERMEABILIDADE A PARTIR DE FINOS DA FORMAÇÃO
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ou
Assumindo que a massa inicial de finos móveis nas gargantas de poros é insignificante em comparação com os finos móveis nas paredes dos poros, a resposta da permeabilidade a este mecanismo pode ser descrita pela seguinte equação: 
Mpi: massa inicial de finos na superfície dos poros, g.
Lt: comprimento médio da garganta dos poros, cm.
fr: coeficiente de liberação, min-1
DANOS A PERMEABILIDADE A PARTIR DE FINOS DA FORMAÇÃO
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Os mecanismos de bloqueio gradual de poros e varredura de poros também podem ser analisados separadamente no caso de a abordagem anterior não produzir resultados definitivos. A resposta de permeabilidade a esses mecanismos é a seguinte forma geral: 
Bloqueio Gradual de poros
Bloqueio de poros individuais 
DANOS A PERMEABILIDADE A PARTIR DE FINOS DA FORMAÇÃO
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Figura 26: Efeito combinado dos mecanismos de bloqueio gradual de poros e do bloqueio de poros individual. 
DANOS A PERMEABILIDADE A PARTIR DE FINOS DA FORMAÇÃO
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Figura 27: Comportamento da PDR durante a mobilização de finos em amostras de rochas reservatórias por NaCl e CaCl2.
Figura 28: Comportamento da PDR durante a mobilização de finos em amostras de rochas de reservatórios usando dois fluidos de completação de poço diferentes.
EFEITO DA QUALIDADE DA ÁGUA NA PERMEABILIDADE
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Figura 29: Tipos de dano à formação causado por sólidos próximo do poço.
A qualidade da água injetada em uma formação de arenito pode ser afetada por vários tipos de contaminantes (areias em suspensão, argilas, bactérias);
Para cada mecanismo, o tempo necessário para que a taxa de injeção diminua para alguma fração do seu valor inicial pode ser expresso da seguinte forma:
EFEITO DA QUALIDADE DA ÁGUA NA PERMEABILIDADE
Os sólidos estão presos na parede do poço;
Há uma resistência ao fluxo através do reboco e ao longo da formação; 
A resistência do reboco é uma função do tempo à medida que o reboco é construído:
reD = re/rw
rCd = rc/rw
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Formação do reboco externo
A razão de injeção da água:
Se kc/k > 0,05, 
Se kc/k < 0,05: 
EFEITO DA QUALIDADE DA ÁGUA NA PERMEABILIDADE
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Considerando os efeitos das partículas sólidas em suspensão sobre o declínio da injetividade;
Barkman e Davidson introduziram uma medida “ índice de qualidade da água” (WQR) que pode ser usado para calcular a taxa de dano à formação. 
EFEITO DA QUALIDADE DA ÁGUA NA PERMEABILIDADE
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Figura 30: Meia-vida de um poço de injeção típico (re/rw, = 1.800) para o caso de estreitamento do poço com kc alta.
EFEITO DA QUALIDADE DA ÁGUA NA PERMEABILIDADE
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Formação do reboco interno
Onde s é igual:
A meia vida (kc/k > 0,10) é dada por: 
A profundidade da invasão depende: 
 - velocidade do fluido;
 - tamanhos de garganta dos poros;
 - tamanho dos finos invasores;
Em sistemas que têm uma ampla distribuição de poros e partículas sólidas, a invasão pode durar muito tempo antes de um reboco se formar;
TESTE DE FILTRAÇÃO DE MEMBRANA
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Figura 31: Diagrama esquemático do equipamento experimental utilizado nos testes de filtração linear padrão. 
TESTE DE FILTRAÇÃO DE MEMBRANA
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Se b<0, não ocorreu invasão de sólidos;
Se b>0, ocorreu invasão.
Conhecendo a inclinação, a razão de qualidade da água WQR é dada pela equação:
O volume acumulado de filtrado após a formação do reboco:
TESTE DE FILTRAÇÃO DE MEMBRANA
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Figura 32: Curva típica de filtração sem invasão nas amostras de arenito Berea.. 
Figura 33: Curva típica de filtração com invasão nas amostras de arenito Berea. 
TESTE DE FILTRAÇÃO EM TESTEMUNHOS
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Os testes de filtração em testemunhos produziram resultados que são mais representativos das condições de campo do que os testes de filtração de membrana, no que diz respeito aos estudos voltados para a investigação das particulas sólidas e declínio da injetividade.
Todd et al. investigou a influência da preparação do plugue na invasão de partículas;
Representa com maior precisão a parede do poço
Testemunho com face serrada (declínio K maior)
Testemunho com face quebrada
Natureza da face de entrada no arrasto e deposição de partículas sólidas;
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Obrigada !!!