Recuperação de petróleo por água de baixa salinidade em carbonatos

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Andrade, Anny Beatriz Cabral de, 1992-
Data de Publicação: 2017
Tipo de documento: Tese
Idioma: por
Título da fonte: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
Texto Completo: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1633769
Resumo: Orientador: Osvair Vidal Trevisan
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spelling Recuperação de petróleo por água de baixa salinidade em carbonatosOil recovery by low-salinity water in carbonatesSalinidadeReservatórios (Carbonáticos)Recuperação avançada de petróleoMolhabilidadeSalinityReservoir (Carbonate)Enhanced oil recoveryWettabilityOrientador: Osvair Vidal TrevisanDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A produção primária e secundária de óleo em reservatórios de origem carbonática é relativamente baixa usando-se métodos convencionais de recuperação. A rocha presente nestes tipos de formação pode apresentar molhabilidade neutra ou preferencialmente ao óleo, o que torna a técnica de injeção secundária de água ineficaz, principalmente em reservatórios com molhabilidade voltada ao óleo. A recuperação avançada de óleo, ou Enhanced Oil Recovery (EOR), usando água de baixa salinidade para alterar a molhabilidade da rocha e reduzir a tensão interfacial tem sido estudada nos últimos anos apresentando bons resultados em laboratório. Apesar dos estudos dirigidos, ainda há muitas dúvidas quanto aos mecanismos propostos. O mecanismo de alteração de molhabilidade mais aceito é a troca iônica, que sugere que os íons Ca2+, Mg2+ e SO42- são os responsáveis pela recuperação incremental de óleo quando se injeta água de baixa salinidade em rochas carbonáticas. Esse mecanismo também sugere que os íons chamados não-ativos Na+ e Cl- da água de injeção influenciam negativamente na recuperação de óleo. O objetivo deste trabalho foi avaliar a recuperação de óleo por injeção de água do mar com diferentes composições em modo secundário e terciário. Foram realizados oito ensaios de deslocamento forçado em dolomitas provenientes de afloramento a condições de 5000 psi e 124°C. Estudou-se o comportamento da recuperação de óleo quanto à redução de salinidade, usando água do mar duas, dez, cinquenta e cem vezes diluída, e redução da quantidade de cloreto de sódio na proporção 75%, 50%, 25% e 0% da concentração da água do mar original. Nos ensaios realizados com água de baixa salinidade na recuperação terciária, observou-se pouca ou nenhuma recuperação adicional. Isso provavelmente acontece devido à redução dos íons ativos magnésio, cálcio e sulfato. Os resultados pareceram mais promissores quando se injetou água do mar com salinidade reduzida na recuperação secundáriaAbstract: Primary and secondary oil recovery in carbonate reservoirs is relatively low. The characteristic rock in these types of formation is usually oil-wet or neutrally-wet, which makes the secondary water injection technique ineffective, especially when the reservoir is oil-wet. The Enhanced Oil Recovery (EOR) using low salinity water to alter rock wettability and reduce interfacial tension has been studied in recent years and has brought good results in laboratory, but there are still a lot of questions about the proposed mechanisms. The most accepted mechanism for wettability alteration is the ion exchange, which suggests that the ions Ca2+, Mg2+ and SO42- are the responsible for the incremental oil recovery when low salinity water is injected into carbonate rocks. This mechanism also suggests that the so-called "non-active" ions Na+ and Cl- of the injection brine impact the oil recovery from a negative way. The objective of this work was to evaluate the oil recovery by injecting seawater with different compositions in secondary and tertiary mode. Eight forced-displacement tests were carried out on outcrop dolomites at extreme conditions of 5000 psi and 124°C. This project aims to evaluate the behavior of the oil recovery by low salinity brine with two, ten, fifty and one hundred times diluted seawater, and reduction of the sodium chloride in 75%, 50%, 25% and 0% the concentration of the original seawater. In the tests performed with low salinity water in the tertiary recovery, little or no additional recovery was observed. This probably happens due to the reduction of the active ions magnesium, calcium and sulfate. The results appear to be more promising when injected low salinity water into secondary recoveryMestradoReservatórios e GestãoMestra em Ciências e Engenharia de PetróleoCAPES33003017[s.n.]Trevisan, Osvair Vidal, 1952-2018Bannwart, Antonio Carlos, 1955-Moreno, Rosângela Barros Zanoni LopesCompan, André Luiz MartinsUniversidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia MecânicaUniversidade Estadual de Campinas. Instituto de GeociênciasPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASAndrade, Anny Beatriz Cabral de, 1992-20172017-12-18T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisapplication/pdf1 recurso online (132 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/1633769ANDRADE, Anny Beatriz Cabral de. Recuperação de petróleo por água de baixa salinidade em carbonatos. 2017. 1 recurso online (132 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1633769. 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