Otimização da salinidade e composição da água de baixa salinidade injetada em reservatórios areníticos com deposição mínima de incrustações

Sep 06, 2023

Scientific Reports volume 13, Artigo número: 12991 (2023) Citar este artigo

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Detalhes das métricas

Neste estudo, foi realizado um exame mecanístico e abrangente do impacto da situação de formação de incrustações de diferentes níveis de água do mar diluída para investigar a influência de fatores importantes no desempenho e na eficiência da água de baixa salinidade. Para esclarecer os mecanismos participantes efetivos, precipitação em escala por teste de compatibilidade, microscopia eletrônica de varredura de emissão de campo (FESEM) e análise de espectroscopia de energia dispersiva de raios X (EDX), potenciais zeta como carga superficial, mudanças na concentração de íons, ângulo de contato, pH, concentração de CO2 , condutividade elétrica e força iônica foram analisadas. Os resultados mostraram que aumentar o tempo de diluição para o nível ideal (água do mar diluída 10 vezes (SW#10D)) poderia efetivamente reduzir a quantidade de precipitação severa de incrustações de carbonato de cálcio (CaCO3) e sulfato de cálcio (CaSO4). No entanto, a redução na precipitação em escala de CaCO3 (devido à mistura de água do mar diluída em diferentes tempos com salmoura de formação) e seu efeito na alteração da molhabilidade (devido à mudança na carga superficial de OLSW/petróleo e arenito/OLSW) tiveram impactos maiores. Os resultados do potencial zeta mostraram que o OLSW com salinidade, diluição e composição iônica ideais em comparação com diferentes composições de água de baixa salinidade poderia alterar a carga superficial das interfaces OLSW/óleo/rocha (- 16,7 mV) e OLSW/rocha (- 10,5 mV). em direção a um extra carregado negativamente. As descobertas do FESEM e do ângulo de contato confirmaram os resultados do potencial zeta, ou seja, o OLSW foi capaz de tornar a superfície do arenito mais negativa com a diluição da água do mar e as mudanças de molhabilidade de umedecido com óleo para úmido com água. Como resultado, SW#10D foi caracterizado por tendência mínima de incrustação e deposição de incrustações (60 mg/l), carga superficial máxima de OLSW/óleo/rocha (- 16,7 mV) e potencial de recuperação incremental de petróleo devido à alteração da molhabilidade em direção mais umidade da água (ângulo de contato óleo/rocha ~ 50,13°) em comparação com outros níveis de água do mar diluída.

Os combustíveis fósseis constituem uma parte significativa do abastecimento energético mundial1. Um dos métodos mais antigos e conhecidos utilizados em reservatórios de petróleo para manutenção de pressão e melhor recuperação de petróleo é a injeção de água. A injeção de água é o método de recuperação aumentada de petróleo mais aplicado após a recuperação natural dos reservatórios de petróleo2. Ultimamente, a injeção de água de baixa salinidade (LSWI) e a injeção inteligente de água (SWI) mostraram efeitos positivos no fator de recuperação de reservatórios de petróleo3. Vários experimentos de laboratório e aplicações de campo mostraram aumento na produção de petróleo devido à modificação da quantidade de íons ou à redução do nível de salinidade da água do mar e ao aumento da taxa de diluição da água do mar . O LSWI e o SWI podem ser aplicados como métodos aprimorados de produção de petróleo após alterar a molhabilidade dos reservatórios de petróleo12,13,14,15,16. Os mecanismos proeminentes de inundação de LSW foram alteração da molhabilidade, migração fina, dissolução de rocha, troca iônica múltipla (MIE) e expansão de camada dupla . Porém, o mecanismo dominante é referenciado como alteração da molhabilidade na literatura14,18. A água inteligente como um tipo de água para injeção pode ter dois significados sob diferentes definições, como segue19,20,21:

Aplicação de água salina em baixas concentrações, desprezando o tipo de íons.

Síntese de uma nova composição de água de acordo com o desenho dos íons considerando sua concentração e tipo.

Neste método, a quantidade de salinidade diminui de cerca de 1.000 para 7.000 ppm. Além disso, os íons determinantes potenciais (PDI) de cálcio (Ca2+), magnésio (Mg2+) e sulfato (SO42−) na água de injeção alteram a molhabilidade da rocha para maior hidrofilicidade e aumentam a recuperação de petróleo14,22,23,24,25, 26. Os íons divalentes incluem cálcio (Ca2+), magnésio (Mg2+) e sulfato (SO42−) ativam cargas superficiais. Além disso, suas concentrações na solução determinam a polaridade e a densidade de carga superficial da rocha e afetam a reação entre o petróleo e a superfície da rocha . De acordo com os resultados obtidos a partir do método terciário de injeção de água em reservatórios de petróleo, 18% de recuperação incremental de petróleo foi obtida por água do mar diluída de maneira gradual, água do mar diluída 2, 10 e 20 vezes. Posteriormente, as duas principais causas durante a inundação inteligente de água podem modificar as características de molhabilidade das rochas areníticas e carbonáticas como alteração da molhabilidade como segue12,14,28,29: