Recuperação de óleo com injeção de água de baixa salinidade em reservatório arenítico

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Lemos, Beatriz Lira Marques, 1995-
Data de Publicação: 2021
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/20.500.12733/1641476
Resumo: Orientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, Alessandra Winter Spagnol
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spelling Recuperação de óleo com injeção de água de baixa salinidade em reservatório areníticoOil recovery with low salinity water injection in sandstone reservoirReservatórios de petróleoArenitoRecuperação avançada de petróleoMolhabilidadePermeabilidadePetroleum reservoirsSandstonesEnhanced oil recoveryWettabilityPermeabilityOrientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, Alessandra Winter SpagnolDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecânicaResumo: O método de recuperação avançada de óleo por injeção de água de baixa salinidade em arenitos tem gerado alguns resultados promissores em escala laboratorial e, dessa forma, tem sido aplicado em alguns campos com potencial de recuperação adicional. Quando duas fases imiscíveis estão em contato no interior de um meio poroso, uma é, geralmente, mais fortemente atraída pelo sólido do que a outra, sendo chamada de fase molhante. A habilidade de diferentes componentes polares de alterar a molhabilidade da rocha depende, parcialmente, do tipo de rocha. Em reservatórios areníticos, a atração eletrostática entre a superfície positivamente carregada do óleo e os planos basais de carga negativa da rocha controla a adesão do óleo à superfície rochosa. É de comum acordo que a diminuição da salinidade da água de injeção pode aumentar o fator de recuperação de óleo, porém, os efeitos da injeção de baixa salinidade em arenitos são o resultado de vários mecanismos agindo em conjunto, o que torna necessária a realização de procedimentos experimentais a fim de aumentar o entendimento a respeito de como esses mecanismos atuam e interagem. Este trabalho teve como objetivo avaliar o impacto de salmouras de diferentes composições e salinidades no fator de recuperação de óleo em rochas de afloramento através de ensaios de deslocamento forçado e embebição espontânea, assim como em rochas reservatório através de ensaios de deslocamento forçado. Os ensaios de embebição foram realizados em duas amostras em um sistema salmoura/óleo/rocha: a amostra submersa em água de baixa salinidade apresentou maior embebição de água e, assim, maior produção de óleo do que a submersa em água do mar, indicando um efeito potencial da baixa salinidade. O ensaio de deslocamento forçado na rocha de afloramento foi realizado sob condições de reservatório com injeção de água de formação seguida de água de 1000 ppm de cloreto de sódio, resultando em um incremento de cerca de 4% no fator de recuperação de óleo após injeção de cinco volumes porosos da água de baixa salinidade. As amostras de reservatório encontravam-se friáveis e, portanto, sand packs foram produzidos a fim de facilitar o manuseio e possibilitar a realização dos ensaios de deslocamento forçado. Os sand packs foram submetidos a quatro ensaios de deslocamento forçado com o objetivo de avaliar o efeito da água de baixa salinidade na recuperação de óleo e sua influência na injetividade do processo. Os resultados indicaram um efeito potencial da água de baixa salinidade com uma recuperação incremental média de óleo de 5,8%. A injetividade foi analisada pelo diferencial de pressão durante os ensaios e não apresentou alterações significativas decorrentes da mudança de salinidade das salmouras injetadas. As análises de pH dos efluentes dos ensaios de deslocamento foram inconclusivas pela incerteza associada ao método de coleta dos fluidos. As análises de composição mineralógica indicam que mesmo sem argila em sua composição, o arenito pode apresentar recuperação adicional de óleo por injeção de água de baixa salinidade, evidenciando a necessidade de investigações mais detalhadas tanto do efeito da salinidade da água injetada como da composição mineralógica da rocha e dos mecanismos atuantes no processo.Abstract: The enhanced oil recovery method by low salinity water flooding in sandstones has had promising results on a laboratory scale and, thus, has been developed in some oil fields with additional recovery potential. When two immiscible phases are put in contact with a solid surface, one is generally more strongly attracted by the solid than the other, being called the wetting phase. The ability of different polar compounds to change the rock wettability partially depends on the rock type. In sandstone reservoirs, the electrostatic attraction between the positively charged surface of the oil and the negatively charged basal plans of the rock controls the oil adhesion in the rock surface. It is well known that typically lowering the injection brine salinity can enhance oil recovery, however, the effects of low salinity water injection in sandstones are probably the result of several mechanisms acting in conjunction, which highlights the need for execution of experimental testing in order to better understand how these mechanisms act and interact. The objective of this work was to evaluate the effect of brines with different composition and salinity on the oil recovery factor of outcrop cores by performing core flooding and spontaneous imbibition tests, and reservoir sandstone cores by performing core flooding experiments. The spontaneous imbibition tests were performed in two samples in oil/brine/rock systems: the core submerged in low salinity water had greater water imbibition; therefore, the oil production was higher than the core submerged in seawater, indicating a potential low salinity effect. The core flooding experiment in the outcrop core was performed under reservoir conditions with formation water injection followed by 1000 ppm sodium chloride brine injection. The experiment showed around 4% increase in the oil recovery factor after five porous volumes of low salinity water were injected. Reservoir cores were very friable, so sand packs were produced in order to facilitate manipulation and make it possible to carry out the water flooding tests. They were used in four core flooding tests aiming to evaluate the effect of low salinity water in oil recovery and the effect of brine salinity in the process injectivity. Results indicated a potential low salinity water effect as an average incremental oil recovery of around 5.8% was observed. The injectivity was analyzed by the pressure differential during the experiments and did not show significant alterations due to the change in salinity of injected brines. The pH analysis of the effluents from core flooding tests were inconclusive due to the uncertainty associated with the collection of fluids. The mineralogical analysis suggests that even sandstones with no clay content might show additional oil recovery due to low salinity water injection, bespeaking the need to conduct more experiments for further investigation of the impact of the injected brine, the mineralogical composition of the rocks and the acting mechanisms.MestradoReservatórios e GestãoMestra em Ciências e Engenharia de PetróleoCAPES001[s.n.]Blini, Erika Tomie Koroishi, 1980-Winter, Alessandra, 1981-Vidal, Alexandre CampanePedroni, Lucas GomesUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia MecânicaPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASLemos, Beatriz Lira Marques, 1995-20212021-01-20T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online ( 124 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/1641476LEMOS, Beatriz Lira Marques. Recuperação de óleo com injeção de água de baixa salinidade em reservatório arenítico . 2021. 1 recurso online ( 124 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1641476. Acesso em: 3 set. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/1164852Requisitos 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/openAccess2021-06-02T10:55:21Zoai::1164852Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2021-06-02T10:55:21Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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