Avaliação da recuperação de óleo em carbonatos utilizando água calibrada com redução de cloreto de sódio

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Clemente, Taciana Cristina, 1996-
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/20.500.12733/5957
Resumo: Orientadores: Eddy Ruidiaz Muñoz, José Ricardo Pelaquim Mendes
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spelling Avaliação da recuperação de óleo em carbonatos utilizando água calibrada com redução de cloreto de sódioEvaluation of oil recovery by low salinity water injection (LSWI) on oil-wet carbonates from pre-saltSalinidadeReservatórios (Carbonáticos)SalSulfatosRecuperação avançada de petróleoLow salinity water injectionCarbonate reservoirsSodium chlorideSulfateEnhanced oil recoveryOrientadores: Eddy Ruidiaz Muñoz, José Ricardo Pelaquim MendesDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A injeção de água com alteração da salinidade é um método de recuperação avançada que tem se mostrado promissor no decorrer dos anos, visto que se destaca devido a sua economicidade e aplicação simples, que resulta em um aumento expressivo do fator de recuperação dos reservatórios quando comparada com as demais técnicas utilizadas. Para reservatórios carbonáticos, onde os mesmos são definidos por possuir características complexas em relação à porosidade, permeabilidade e molhabilidade preferencial ao óleo, esta técnica tem resultado na alteração da molhabilidade, sendo esse um fator preponderante para o aumento da recuperação de óleo. A literatura evidencia a influência da composição da água de injeção utilizada como método de recuperação, entretanto, os mecanismos físico-químicos envolvidos ainda não foram completamente compreendidos e até o momento geram discussões a respeito. Deste modo, o objetivo deste trabalho é avaliar a recuperação de óleo em reservatórios carbonáticos através da redução da concentração de cloreto de sódio na água de injeção. A pesquisa foi executada através de testes de deslocamento forçado, as condições experimentais usadas foram 8230 psi de pressão e 69°C de temperatura, que representam o reservatório carbonático do pré-sal brasileiro em estudo. Quatro amostras de rochas foram utilizadas. Para a realização dos testes, os mesmos foram divididos em três séries, onde cada ensaio é composto por três diferentes salmouras. As águas analisadas como injeção foram: água de formação (FW), água do mar (SW), água do mar dessulfatada (SWDs), água do mar depletada de cloreto de sódio (SW0NaCl), água do mar dessulfatada e depletada de cloreto de sódio (SWDs0NaCl), água do mar depletada de cloreto de sódio com adição de sulfato (SW0NaCl+SO_4^(2-)) e água do mar dessulfatada com redução de 50% de cloreto de sódio (SWDs0,5NaCl). Além das salmouras, uma mistura de óleo com uma composição de gás simplificada foi usada para representar a condição do fluido contido no reservatório. Os resultados obtidos demonstraram que as águas mais promissoras foram: SWDs0NaCl (recuperação terciária), que resultou em aumentos totais de 13,5% na produção e SW0NaCl (recuperação final), que resultou em incrementos totais de 14,8%, ambos em mais de 4 volumes porosos injetados. A influência do íon sulfato também pôde ser observada. A SW0NaCl+SO_4^(2-) não apresentou volumes adicionais de óleo durante os testes, fato que pode indicar que a proposta de aumentar a quantidade de sulfato na última água de injeção não tem se demonstrado eficaz para as rochas avaliadas e condições operacionais empregadas. Em relação a análise das águas usadas como primeira injetada (FW, SW e SW com alteração na salinidade), todas se mostraram eficientes, a FW e SW resultaram em recuperação terciária. Entretanto, foi possível observar que a quantidade de óleo produzida com poucos volumes porosos injetados de FW é muito maior do que com a SW, o que indica que a produção de óleo é mais rápida com a injeção de água de formação, fluido esse considerado não reativo. Já em relação à SW com alteração na salinidade recuperou maiores volumes de óleo quando comparada com as demais águas neste modo. De maneira geral, os resultados mostraram que a técnica de injeção de água de baixa salinidade tem se mostrado eficiente em operações onde o intuito é aumentar efetivamente a recuperação de petróleo em reservatórios carbonáticosAbstract: The injection of water with alteration of salinity is an advanced recovery method that has been promising over the years, as it stands out due to its economy and simple application, which significantly increase the recovery factor of reservoirs when compared with the other techniques used. For carbonate reservoirs, defined by having complex characteristics and preferential wettability to oil, this technique is even more attractive, resulting in alteration of wettability, an important factor in increasing oil recovery. The literature highlights the influence of the composition of the injection water; however, the physicochemical mechanisms involved have not been fully understood and so far generated discussions. This research aims to evaluate the recovery of oil in carbonate reservoirs by reducing the concentration of sodium chloride in the injection water. Coreflooding tests were conducted, with experimental conditions of 8230 psi and 69° C, representing the Brazilian Pre-Salt carbonate reservoir. Four rock samples were used. The tests were divided into three series; each series is composed of three tests. Three different brines concentrations are used in each tests. The injection waters analyzed were: formation water (FW), seawater (SW), desulfated seawater (SWDs), seawater depleted in NaCl (SW0NaCl), desulfated seawater depleted in NaCl (SWDs0NaCl), seawater depleted in NaCl with the addition of sulfate ion (SW0NaCl+SO_4^(2-)) and desulfated seawater with a 50% reduction of NaCl (SWDs0.5NaCl). In addition to the brines used, a mixture of oil with a simplified gas composition was used to represent the fluid condition in the reservoir. The results obtained demonstrated that the most promising injection waters were: SWDs0NaCl (tertiary recovery), which resulted in total increases of 13.5% in production and SW0NaCl (final recovery), which resulted in total increments of 14.8% in more than four porous volume injected. The influence of the sulfate ion could also be observed. SW0NaCl+SO_4^(2-) was not effective, which may indicate that the proposal to increase the amount of sulfate in the last injection water is not valid for this type of lithology and operational conditions. Regarding the analysis of water used as the first injected water (FW, SW and SW with change in salinity), all proved to be efficient, the FW and SW resulted in tertiary recovery. However, it was possible to observe that the amount of oil produced with few porous injected volumes of FW is much greater than with SW, which indicates that oil production is faster with the injection of formation water, which fluid is not considered reactive. Concerning to SW with change in salinity, it recovered larger volumes of oil compared to other waters in this mode. In conclusion, the low salinity water injection is efficiently increases oil recovery in carbonate reservoirsMestradoReservatórios e GestãoMestra em Ciências e Engenharia de PetróleoFuncamp5323[s.n.]Ruidiaz Muñoz, Eddy, 1981-Mendes, José Ricardo Pelaquim, 1971-Avansi, Guilherme DanielCarvalho, Márcio da SilveiraUniversidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia MecânicaInstituto de GeocienciasPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASClemente, Taciana Cristina, 1996-20222022-04-29T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online (143 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/5957CLEMENTE, Taciana Cristina. Avaliação da recuperação de óleo em carbonatos utilizando água calibrada com redução de cloreto de sódio. 2022. 1 recurso online (143 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/5957. Acesso em: 15 mai. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/1253212Requisitos 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/openAccess2022-10-06T13:21:50Zoai::1253212Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2022-10-06T13:21:50Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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