Recuperação de óleo em rochas carbonáticas pela injeção de água calibrada variando a concentração de sulfato e magnésio

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Guimarães, Henrique Miralha Santos
Data de Publicação: 2019
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
Texto Completo: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1639766
Resumo: Orientador: Erika Tomie Koroishi Blini
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spelling Recuperação de óleo em rochas carbonáticas pela injeção de água calibrada variando a concentração de sulfato e magnésioOil recovery by the injection of calibrated water in carbonate rocks varying the concentration of sulfate and magnesiumSulfatosMagnésioCarbonatosSulfateMagnesiumCarbonatesOrientador: Erika Tomie Koroishi BliniDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: Estudos realizados ao longo dos últimos anos mostraram que a técnica de injeção de água com alteração da salinidade também pode ser usada para recuperação de óleo em rochas carbonáticas e desempenham um papel importante na alteração da molhabilidade dos carbonatos, sendo este um fator preponderante na recuperação de petróleo. Portanto, o objetivo deste trabalho foi estudar o efeito dos íons sulfato e magnésio variando suas concentrações nas águas de injeção. Os testes de deslocamento forçado foram realizados para representar as condições de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro sob alta pressão (8100 psi) e moderada temperatura (63°C). Para uma melhor representação do reservatório foi utilizado óleo recombinado, que consiste na recombinação de uma composição simplificada de gás com óleo. Duas séries foram propostas para avaliar os efeitos dos íons sulfato e magnésio, mantendo-se as mesmas condições de pressão e temperatura. Cada experimento consistiu na injeção de três concentrações diferentes de água do mar nas amostras de rochas reservatório. Por fim, foram executadas duas replicatas de cada série para efeitos de comparação. Na primeira série, testes realizados com injeção de água apresentaram maiores recuperações incrementais com a redução da concentração de sulfato, promovendo uma recuperação incremental de óleo de 3,4% após a injeção de SW. No entanto, pode-se dizer que a alteração da concentração de sulfato na água de injeção promoveu baixas recuperações adicionais de óleo. Este fato pode indicar que a concentração de sulfato presente na água do mar já pode ter sido suficiente para permitir a alteração da molhabilidade das amostras em questão. A segunda série investigou os efeitos do íon magnésio. A maior recuperação de óleo foi obtida pela injeção de água do mar com quatro vezes a concentração de magnésio na primeira água, atingindo 44,9% de recuperação final de óleo. No entanto, nenhuma recuperação adicional de óleo foi observada com a injeção da segunda e terceira salmoura em qualquer das três seqüências. O trabalho de pesquisa forneceu resultados proeminentes que mostraram os efeitos na recuperação de óleo em relação à injeção de água com alteração da salinidade sob condições de reservatório nas rochas carbonáticas. Além das alterações químicas, alguns outros fatores podem ter influenciado nos processos de recuperação, como os parâmetros petrofisícos de permeabilidade e porosidade, bem como a mineralogia das rochasAbstract: Studies carried out over the last years have been shown that the technique of water injection with salinity variation can be also applied in carbonate reservoirs and play an important role in the alteration of the wettability of the carbonates, being this a preponderant factor in the enhanced oil recovery. Therefore, the objective of this research is to study the behavior of concentrations variation of sulphate and magnesium ions in the injection of calibrated water. The laboratory coreflooding tests were performed to mimic the conditions of Brazilian Pre-Salt carbonate reservoir under high pressure (8100 psi) and moderate temperature (63°C). For a better representation of the reservoir, recombined oil was used, which consists of the recombination of a simplified composition of gas with oil. Two series were proposed to evaluate the effects of the sulfate and magnesium ions, maintaining the same conditions of pressure and temperature. Each experiment consisted of the injection of three different concentrations of seawater in the samples of reservoir rocks. Finally, two replicates of each series were run for comparison purposes. In the first series, tests performed with water injection showed higher incremental recoveries with the reduction of sulfate concentration, promoting an incremental oil recovery of 3.4% after SW injection. However, it can be said that the change in sulphate concentration in the injection water promoted low additional oil recoveries. This fact may indicate that the sulfate concentration in seawater may have been sufficient to allow the wettability of the samples to change. The second series investigated the effects of the magnesium ion. The highest oil recovery was obtained by injecting sea water with four times the concentration of magnesium in the first water, reaching 44.9% of final oil recovery. However, no further oil recovery was observed with the injection of the second and third brine in any of the three sequences. The research work presented prominent results that showed the effects on oil recovery in relation to the injection of water with alteration of the salinity under reservoir conditions in the carbonate rocks. In addition to the chemical changes, some other factors may have influenced the recovery processes, such as the petrophysical parameters of permeability and porosity, as well as the mineralogy of rocksMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo[s.n.]Blini, Erika Tomie Koroishi, 1980-Castro, Marcelo Souza deHenriques, Claudete BernardoUniversidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia MecânicaUniversidade Estadual de Campinas. Instituto de GeociênciasPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASGuimarães, Henrique Miralha Santos20192019-07-25T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online ( 104 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/1639766GUIMARÃES, Henrique Miralha Santos. Recuperação de óleo em rochas carbonáticas pela injeção de água calibrada variando a concentração de sulfato e magnésio . 2019. 1 recurso online ( 104 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1639766. Acesso em: 15 mai. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/1149393Requisitos do sistema: Software para leitura de arquivo em PDFporreponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instname:Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instacron:UNICAMPinfo:eu-repo/semantics/openAccess2020-10-05T11:38:49Zoai::1149393Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2020-10-05T11:38:49Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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