Avaliação do impacto da composição da água de injeção na recuperação de óleo em carbonatos do pré-sal brasileiro

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Meneguesso, Barbara Gonçalves Daud, 1995-
Data de Publicação: 2022
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/20.500.12733/5927
Resumo: Orientadores: Eddy Ruidiaz Muñoz, José Ricardo Pelaquim Mendes
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O presente trabalho tem como objetivo avaliar o comportamento da molhabilidade em carbonatos através da recuperação de óleo com o método qualitativo de deslocamento forçado, fatores importantes como a composição das salmouras, alterações químicas, fácies das rochas e parâmetros petrofísicos podem ter influência nos resultados no tocante a recuperação de óleo. Os experimentos foram realizados em condições do pré-sal (pressão 8.230 psi e temperatura 69 ºC) com amostras de reservatórios carbonáticos da bacia de Santos. Para simular as condições reais de reservatório foi usado óleo recombinado, o qual representa o óleo vivo in-situ, este óleo utiliza óleo morto e gás com uma composição simplificada em sua preparação. Seis experimentos foram realizados, bem como duas duplicatas, visando avaliar a alteração da molhabilidade em termos de recuperação convencional e avançada. Cada experimento constitui-se da injeção de três salmouras com composições diferentes nas amostras. O maior fator de recuperação (60,3% OOIP), desconsidetando os casos de dessaturação capilar, foi obtido quando injetando água do mar (SW), seguida da injeção de água do mar dez vezes diluída (SW(x10)) e por fim injeção de água do mar dez vezes diluída com adição de sulfato (SW(x10)+SO_4^(2-)). Em termos de recuperação secundária, quando iniciando o processo de injeção com SW, maiores recuperações foram notadas que quando comparando com água de formação (FW), indicando que a maior concentração de sulfato na SW auxilia na indução da alteração da molhabilidade no começo do processo de injeção. Confrontando os resultados é possível notar que os maiores incrementos obtidos em termos de recuperação convencional e avançada ocorreram com a injeção de SW(x10) e água do SW(x10)+ SO_4^(2-), respectivamente, 19,9% e 20,7% (OOIP). Este trabalho proporcionou resultados proeminentes que apresentam os efeitos das águas calibradas na alteração da molhabilidade em reservatórios carbonáticosAbstract: Carbonate reservoirs present wettability conditions preferentially oil-wet or mixed-wet and represent more than 60% of the world’s oil reserves, with an average recovery of 30 – 40% of the original oil in place (OOIP) with conventional methods. The efficiency in terms of increase of oil production in carbonates is usually correlated with the wettability alteration of the rock, being the mechanism of the potential determining ions (PDI) commonly used. The work aims to evaluate the wettability behavior in carbonates through the oil recovery utilizing the qualitative technique of forced displacement, important factors as brine composition, chemical alterations, rock facies and petrophysical parameter may influence on the results of oil recovery. The experiments were conducted at pre-salt conditions of high-pressure (8,230 psi) and moderate temperature (69 ºC) with carbonate reservoir samples from the Santos basin. To simulate real reservoir conditions a recombined oil was used, which represents the live oil in-situ, was prepared utilizing dead oil and a simplified composition of a gas. Six experiments were conducted, as well as two duplicates, aiming to evaluate the wettability alteration in terms of conventional and advanced recovery. Each experiment consists of the injection of three brines with different compositions into the samples. The higher recovery factor (60.3% OOIP), disregarding the cases with capillary desaturation, was obtained injecting seawater (SW), followed by seawater ten times diluted (SW(x10)) and at end seawater ten times diluted with the addition of sulfate (SW(x10)+ SO_4^(2-)). In terms of secondary recovery, when initiating the injection process with SW, higher recovery values were obtained when comparing with formation water (FW), indicating that the higher sulfate concentration in the SW induced a wettability alteration at the beginning of the injection process. Confronting the results obtained is possible to note that the higher increments in production in terms of conventional and advanced recovery were achieved with SW(x10) and SW(x10)+ SO_4^(2-), respectively, 19.9% and 20.7% (OOIP). This work presented prominent results regarding the effects of tuned water inducing the wettability alteration in carbonate reservoirsMestradoReservatórios e GestãoMestra em Ciências e Engenharia de PetróleoFuncamp5323[s.n.]Ruidiaz Muñoz, Eddy, 1981-Mendes, José Ricardo Pelaquim, 1971-Avansi, Guilherme DanielRodrigues, Marcos AllysonUniversidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia MecânicaPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASMeneguesso, Barbara Gonçalves Daud, 1995-20222022-04-18T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online (103 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/5927MENEGUESSO, Barbara Gonçalves Daud. Avaliação do impacto da composição da água de injeção na recuperação de óleo em carbonatos do pré-sal brasileiro. 2022. 1 recurso online (103 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/5927. Acesso em: 15 mai. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/1252839Requisitos 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/openAccess2022-10-04T14:46:50Zoai::1252839Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2022-10-04T14:46:50Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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