Surfactant-polymer flooding in sandstones evaluated by computed tomography : Injeção de surfactante-polímero em arenitos avaliada com tomografia computadorizada

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Tapias Hernández, Fabián Andrés, 1991-
Data de Publicação: 2018
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/20.500.12733/1633307
Resumo: Orientador: Rosangela Barros Zanoni Lopes Moreno
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spelling Surfactant-polymer flooding in sandstones evaluated by computed tomography : Injeção de surfactante-polímero em arenitos avaliada com tomografia computadorizadaInjeção de surfactante-polímero em arenitos avaliada com tomografia computadorizadaSurfactantesPolímerosTomografia computadorizadaComportamento de fasesRecuperação avançada de petróleoSurfactantPolymerComputed tomographyPhase behaviorEnhanced oil recoveryOrientador: Rosangela Barros Zanoni Lopes MorenoDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: O processo de Surfactante-Polímero (SP) faz parte dos métodos de recuperação melhorada com químicos (CEOR) reconhecidos por atingir maiores fatores de recuperação. Esses métodos tornaram-se atraentes novamente devido à crescente demanda global por energia. Entretanto, ainda caracterizam-se como um desafio para à indústria petrolífera principalmente pela dificuldade para planejar e prever seu comportamento em escala de campo. A compreensão dos fenômenos associados ao processo CEOR é de vital importância. Por estas razões, este trabalho apresenta uma avaliação do processo Surfactante-Polímero (SP) incluindo tomografia computadorizada (CT). O estudo abrange o desenvolvimento do processo em escala de laboratório e descreve as interações químicas e a dinâmica dos fluidos no meio poroso. A pesquisa começa com uma extensa revisão da literatura para determinar as condições gerais de aplicação do processo SP. Além disso, são propostos alguns critérios de seleção para escolher ou avaliar um campo de referência e reproduzir suas propriedades petrofísicas e de fluidos experimentalmente. A primeira etapa experimental deste trabalho consistiu de um estudo detalhado sobre as interações entre os fluidos e os produtos químicos. Esta etapa visou determinar a influência de variáveis tais como temperatura, conteúdo de íons monovalentes e divalentes, e concentração de surfactante no comportamento reológico e viscoelástico das soluções poliméricas. As interações entre as soluções aquosas e a fase oleica foram estudadas por meio de testes de tensão interfacial e comportamento de fases. Além disso, a lei de Bancroft foi empregada como uma ferramenta qualitativa para verificar o tipo de microemulsão obtido. Como resultado, as soluções a serem usadas nos testes de deslocamento foram escolhidas. A segunda parte do estudo abordou atividades previas aos testes de deslocamento. Para isso, amostras de arenito foram selecionadas e caraterizadas de acordo com os critérios de seleção propostos. Em seguida, uma bancada experimental, incluindo um tomógrafo, foi planejada e montada com o objetivo de avaliar a recuperação de óleo por injeção convencional de água e por injeção de surfactante-polímero como método secundário e terciário. O estudo desenvolvido permitiu conhecer o comportamento reológico e viscoelástico da mistura de surfactante-polímero a ser injetada, avaliar o perfil de porosidade e saturação ao longo da amostra de rocha através de imagens de CT e avaliar a eficiência de ambos métodos de recuperação por injeção convencional de água e recuperação melhorada por injeção de surfactante-polímero. A análise comparativa dos resultados de razão agua-óleo (WOR) e corte de agua (Wcut) mostraram a melhoria da mobilidade e a redução da saturação de óleo residual devido à injeção de uma mistura SP sobre a água convencional. Além disso, os resultados comparativos do fator de recuperação de óleo (FR) obtidos através do balanço volumétrico de material e da tomografia computadorizada apresentaram um aumento de FR de 17 e 10 pontos percentuais para esquemas de injeção secundária e terciária, respectivamente. Finalmente, discute-se a eficácia da técnica de imagem e suas vantagens como uma poderosa ferramenta para visualizar imagens 2D e 3D durante os testes de deslocamento. Com isso, pode-se melhorar o entendimento sobre o escoamento de fluidos em meios porososAbstract: The Surfactant-Polymer (SP) process is a type of Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) methods known for the possibility of reaching higher oil recovery factors. These methods have become attractive again due to the growing global demand for energy. However, they are still a challenge for the petroleum oil industry mainly because of the difficulty in designing and forecasting the process behavior in the field scale. The understanding of the phenomena associated with a CEOR process is of vital importance. For these reasons, this work presents the assessment of a Surfactant-Polymer (SP) process evaluated by computed tomography (CT). The study covers the development of the process on a laboratory scale and describes the chemical interactions and fluid dynamics in the porous media. The research begins with an extensive literature review that allows the determination of general conditions to apply an SP process. Furthermore, some screening criteria are proposed aims to select a reference field to recreate their petrophysical and fluids properties experimentally. The first experimental stage of this research consists of a detailed study to understand the interactions between the fluids and chemical products (Brine, Oil, Polymer, and Surfactant). This step aims to determine the influence of variables such as temperature, monovalent and divalent ions content, and surfactant concentration on the rheological and viscoelastic behavior of the polymer solutions. The interactions between the aqueous solutions and oil phase were studied through interfacial tension and phase behavior tests. Besides that, the Bancroft Rule¿s was employed as a qualitative tool to verify the type of the microemulsion obtained. As a result, the solutions to be used in core flooding tests were selected. The second part of the study covered the laboratory activities conducted previously to the core flooding tests. For this, sandstone samples were previously characterized and chosen according to the screening criteria. Afterward, an experimental workbench including the CT scan was assembled aiming to evaluate the oil recovery by conventional waterflooding and by SP floodings as secondary and tertiary oil recovery methods. The developed study allowed to know the rheological and viscoelastic behavior of the tailor-made surfactant-polymer blend, evaluate the porosity and saturation profiles along the rock sample through CT images and assess the efficiency of both recovery methods - the conventional waterflooding and the advanced SP. Comparative analysis of the water-oil ratio (WOR) and water cut (Wcut) results elucidated the mobility ratio improvement and oil residual saturation reduction due to the injection of an SP blend over conventional water. Also, comparative results of oil recovery factor (FR) obtained through the volumetric material balance and CT scan show an FR increases of 17 and 10 percentage points for secondary and tertiary injection schemes, respectively. Finally, this work includes a discussion about the effectiveness of the imaging technique and its advantages as a powerful tool to visualize 2D and 3D images during core flooding tests and understanding of fluid flow through a porous mediaMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de PetróleoCAPES33003017[s.n.]Moreno, Rosângela Barros Zanoni Lopes, 1966-Melo, Maria Aparecida deLoh, WatsonUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia MecânicaUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Instituto de GeociênciasPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de PetróleoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASTapias Hernández, Fabián Andrés, 1991-20182018-01-24T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online (139 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/1633307TAPIAS HERNÁNDEZ, Fabián Andrés. Surfactant-polymer flooding in sandstones evaluated by computed tomography: Injeção de surfactante-polímero em arenitos avaliada com tomografia computadorizada. 2018. 1 recurso online (139 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1633307. Acesso em: 3 set. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/995091Requisitos 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/openAccess2018-04-24T16:10:54Zoai::995091Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2018-04-24T16:10:54Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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