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Type: DISSERTAÇÃO DIGITAL
Degree Level: Mestrado
Title: Efeito do íon sulfato na injeção de água de salinidade projetada em carbonatos
Title Alternative: The effect of sulfate ions on the performance of smartwater flooding applied to carbonate reservoirs
Author: Lima, Marina Maria Brandão, 1987-
Advisor: Trevisan, Osvair Vidal, 1952-
Abstract: Resumo: A injeção de água de salinidade projetada é um método de recuperação especial que vem ganhando atenção de pesquisadores e da indústria do petróleo. Para reservatórios carbonáticos, os quais em geral possuem molhabilidade intermediária ou preferencial ao óleo, essa técnica tem se mostrado ainda mais atrativa. Estudos têm indicado que o íon sulfato (SO42-) exerce papel ímpar no método, ao atuar como catalisador das trocas iônicas promotoras da alteração de molhabilidade. Parâmetros como concentração dos íons sódio (Na+) e cloro (Cl-) e temperatura também são considerados importantes. Em muitos casos, a água do mar já se constitui uma água adequada para a técnica. Tradicionalmente, porém, em muitos campos do pré-sal brasileiro, usa-se água do mar dessulfatada como água de injeção ¿ como precaução para evitar incrustações e acidificação no reservatório. Para justificar o uso da água do mar, ainda são necessários dados concretos de ensaios de laboratório utilizando testemunhos. O presente estudo objetivou avaliar o efeito dos íons sulfato na água de injeção em amostras de rocha carbonáticas, além de analisar a influência dos íons Na+ e Cl- e da temperatura. Em laboratório, foram realizados 9 ensaios de deslocamento forçado, a 65°C e 100°C, e 6 de embebição espontânea, a 65°C e 90°C, com diferentes águas. Os ensaios de deslocamento forçado foram divididos em três conjuntos. O primeiro conjunto conteve 4 ensaios selecionados para investigar os efeitos dos parâmetros inicialmente mapeados (SO42-, Na+, Cl- e temperatura). O segundo e o terceiro conjuntos foram elaborados pois as vazões de injeção e as litologias das amostras de rocha podiam influenciar a recuperação de óleo. Assim, outros 5 ensaios de deslocamento forçado foram realizados nesses conjuntos para estudar essas novas variáveis. Os resultados obtidos demonstraram que o aumento da concentração do íon sulfato na água de injeção foi capaz de recuperar mais de 7% OOIP incrementais, após a injeção da água do mar dessulfatada. O efeito dos íons não-ativos Na+ e Cl- também pôde ser observado. Ficou evidente a influência que variações relativamente pequenas (menores que uma ordem de grandeza) do número capilar do escoamento exercem na saturação restante de óleo em rochas carbonáticas, indicando a existência de um número capilar crítico muito pequeno ou inexistente. A temperatura mínima para que o efeito dos íons potenciais seja percebido na técnica mostrou-se dependente do tipo de ensaio realizado. Nos ensaios de embebição espontânea, não foi possível se identificar efeito do aumento da concentração do íon sulfato na água a 65°C ¿ o que vai ao encontro dos resultados da literatura, que apontam 90°C como temperatura mínima para aplicação da técnica. Contudo, nos ensaios de deslocamento forçado, a 65°C já foi observada atuação do íon SO42- na recuperação incremental de óleo. Por fim, os resultados em geral abrem uma indicação para analisar a viabilidade de se substituir a água de injeção atualmente usada em muitos dos campos do pré-sal brasileiros pela água do mar, dado o seu potencial de economia operacional e maiores produções de óleo

Abstract: The "low salinity water" technology is an enhanced oil recovery method that is gaining attention from researchers and the oil industry. For carbonate reservoirs, which are normally oil wet or mixed wet, this technique is even more attractive. Studies have shown that the sulfate ion plays a unique role on the technique, acting as a catalyzer for the multiple ion exchanges that promote the wettability alteration. The concentration of the ions Na+ and Cl-, as well as the temperature, are considered important parameters. In many cases, seawater is already an optimized water for the process. Traditionally, however, in the Brazilian pre-salt oil fields, the desulfated seawater is used as the injecting water ¿ as a precaution to avoid reservoir incrustation or souring. To justify the replacement of the injection water by seawater, substantial laboratory data using reservoir carbonate rocks are still required. The present work aims to evaluate the effect of the sulfate ion in the injection water using carbonate plugs, as well as to analyze the influence of the Na+ and Cl- ions and the temperature. At the laboratory, nine water-flooding tests, at 65°C and 100°C, and six spontaneous imbibition tests, at 65°C and 90°C, were performed with different water compositions. The water-flooding tests were divided in three groups. The first group contained four tests that were selected in order to investigate the effects of the initially chosen parameters (SO42-, Na+, Cl- and temperature). The second and third groups were elaborated because the injection rates and the rock samples¿ lithology could influence the oil recovery. Therefore, other five water-flooding tests were performed to study these new perceived variables. The results have shown that an increase in the sulfate concentration of the injection water, up to the amount present in seawater, can recover up to an additional 8% OOIP, after the injection of desulfated seawater. The effect of the non-active Na+ and Cl- ions was also observed. The influence of relatively small variations (less than an order of magnitude) of the flow capillary number on the remaining oil saturation in carbonate rocks was clearly observed, indicating a very small or even inexistent critical capillary number. It was noticed that the minimum temperature for the effect of the potential ions depends on the type of test performed. In spontaneous imbibition tests, it was not possible to distinguish the effect of increasing sulfate concentrations in water at 65°C ¿ which is in agreement with literature results. However, in the water-flooding tests, at 65°C it was already possible to notice the effect of the sulfate ion on the oil recovery. Finally, the overall results open up the suggestion to analyze the viability of changing the composition of the injection water currently being used in many Brazilian pre-salt oil fields, given the seawater¿s potential of saving money by simplifying the operating plant and promoting oil production
Subject: Água
Solos - Salinidade
Carbonatos
Reservatórios
Petróleo
Editor: [s.n.]
Citation: LIMA, Marina Maria Brandão. Efeito do íon sulfato na injeção de água de salinidade projetada em carbonatos. 2016. 1 recurso online (197 p.). Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/320777>. Acesso em: 31 ago. 2018.
Date Issue: 2016
Appears in Collections:FEM - Tese e Dissertação

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