O LRAP tem por objetivo estudar técnicas que propiciem o incremento da produção de petróleo, especialmente dos campos do pré-sal brasileiro. As pesquisas do LRAP focam em técnicas de injeção de CO2 alternada com água de baixa salinidade na zona de óleo.

Injeção alternada de água e gás é uma técnica de EOR amplamente utilizada na indústria de óleo e gás. O sucesso no desenvolvimento de um esquema de injeção de WAG, no entanto, não é garantido, e depende de muitas variáveis, muitas das quais são específicas de acordo com as características do reservatório. Estas podem incluir, a composição do gás injetado, a composição da água injetada, a relação entre o gás injetado e água injetada, entre muitos outros. A modificação desses parâmetros de design pode resultar em um esquema de WAG que proporciona uma significativa melhora na recuperação do óleo em relação a um esquema de injeção de água tradicional.

A injeção de água de baixa salinidade no lugar de água de alta salinidade (como a água do mar ou água produzida) tem sido uma área de pesquisa ativa nos últimos anos como um meio de aumentar a produção total de petróleo.

Acredita-se que a baixa salinidade da água injetada permite a mobilização controlada de materiais finos no reservatório, reduzindo a permeabilidade nas áreas do reservatório, que já foram varridas com água. A varredura da água é, por conseguinte, redirecionada para área de menor permeabilidade inicial, o que por outro lado, pode não ter sido varrida. Melhorando, portanto, a eficiência de varredura de injeção à água como um todo.

Essas técnicas têm grande potencial de incremento de recuperação de petróleo. Como exemplo, podemos citar o campo de Libra, primeiro campo leiloado sob a regra da partilha da produção no pré-sal, que tem um volume recuperável de óleo estimado pela ANP entre 8 e 14 bilhões de barris. Se nós tomarmos a estimativa mais conservadora (8 bi) e conseguirmos um incremento de 1%, com as pesquisas desenvolvidas no LRAP haverá um aumento da receita bruta do consórcio em USD 4 bilhões. Este tipo de técnica aplicada a reservatórios areníticos do Mar do Norte já provou incrementar a produção em até 7%.

O laboratório conta com equipamentos de medição de permeabilidade relativa trifásica (core-flood) que podem operar em pressões de até 10.000 psi e temperaturas de até 150oC, podendo reproduzir assim as mesmas condições do pré-sal brasileiro. O laboratório é coordenado pelo Prof. Paulo Couto (pcouto@petroleo.ufrj.br).