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Type: DISSERTAÇÃO DIGITAL
Degree Level: Mestrado
Title: The effect of sulphate and magnesium ions on oil recovery by low salinity waterflooding in dolomite rocks : O efeito dos íons sulfato e magnésio na recuperação de petróleo pela injeção de água de baixa salinidade em rochas dolomíticas
Title Alternative: O efeito dos íons sulfato e magnésio na recuperação de petróleo pela injeção de água de baixa salinidade em rochas dolomíticas
Author: Peralta Sánchez, Andrés Fernando, 1990-
Advisor: Trevisan, Osvair Vidal, 1952-2018
Abstract: Resumo: A injeção convencional de água é uma técnica amplamente conhecida e usada para recuperar o petróleo que se encontra no reservatório. Não obstante, no passado, os efeitos da salinidade e da composição iônica das salmouras de injeção não foram profundamente estudados. Recentemente, uma nova técnica de recuperação de petróleo chamada de injeção de agua de baixa salinidade (LSWI pela sua sigla em inglês) surgiu e tornou-se popular como uma nova fonte de pesquisa devido aos casos de sucesso reportados que tem tido tanto no laboratório como em campo, principalmente em rochas areníticas. Embora poucos estudos foram feitos nas rochas carbonáticas e em relação à injeção convencional de água, tem-se documentado que ao injetar agua de baixa salinidade junto com os efeitos de íons potenciais se pode obter vantagens as quais vão melhorar a recuperação de petróleo. No caso das rochas carbonáticas, os pesquisadores propuseram muitos mecanismos os quais poderiam explicar como é que este método funciona ao melhorar a recuperação de petróleo, porém, os resultados deles não são conclusivos, já que têm algumas contradições fazendo que este método seja controverso. Acredita-se que esta técnica pode aumentar a preferência da rocha a ser molhada pela água não só por causa da injeção de água de baixa salinidade, mas também pela presença de alguns íons potencialmente determinantes na água de injeção como o SO42-, Ca2+ e Mg2+, os quais podem interagir com a superfície da rocha. Estes dois fatos podem então deslocar da superfície da rocha os ácidos carboxílicos que se encontram no petróleo, aumentando assim o fator de recuperação por causa de uma alteração da molhabilidade da rocha. Este trabalho focou-se em estudar o efeito potencial que tem os íons de sulfato e magnésio que estão na agua de injeção sob a recuperação de petróleo em rochas dolomíticas. Para atingir isso, foram feitos ensaios experimentais de recuperação de petróleo em condições de reservatórios para rochas dolomítica modelo, e variando a concentração iônica tanto do sulfato como do magnésio. Os resultados mostraram que é possível obter uma alta de recuperação de petróleo (13,68% of OOIP) ao alterar a concentração do sulfato em relação ao menor dado do fator de recuperação. Similarmente, mais petróleo pode ser produzido (+5,76 % of OOIP) como método terciário ao acrescentar a concentração do sulfato. Em contraste, evidenciou-se um efeito baixo da recuperação de petróleo (+0% and 2,61% of OOIP) na fase terciária ao diminuir a quantidade de sulfato na agua injeção. Por outro lado, os resultados da variação do íon Mg2+ revelam que quantidades consideráveis na recuperação de petróleo (26,05% of OOIP) podem ser produzidas como método secundário quando injetar a salmoura sem a presença do íon magnésio. Da mesma maneira, mais petróleo pode ser recuperado (+6,74% and 3,9% of OOIP) na fase terciária quando tiver uma redução da concentração deste íon. Pelo contrário, o aumento da concentração do magnésio obteve um baixo impacto na recuperação de petróleo (+1,84 of OOIP) como método terciário. Portanto, de acordo com esses resultados, estes dois íons parecem ter um potencial positivo na recuperação do petróleo. No caso do sulfato, a recuperação de petróleo responde ao aumento da quantidade deste íon na agua de injeção. Em um sentido diferente, uma redução na concentração do magnésio na injeção de água poderia aumentar o fator de recuperação de petróleo

Abstract: It is known that conventional waterflooding is the most broadly technique used to recover oil from reservoirs. However, the effect of salinity and ion composition in injection brines on the oil recovery has not widely been studied in the past. Low salinity waterflooding (LSWF) is a prospective oil recovery method which has become popular in recent years as an important research area due to supported evidence from both laboratory and field tests, mainly in sandstones rocks. Despite little work have been done for carbonates rocks, it has been documented that injecting low salinity water, plus the effect of potential determining ions can have advantages for improving oil recovery compared to conventional formation water flooding. For carbonate rocks, researchers have proposed many mechanisms that would explain the principle behind improving the oil recovery, nonetheless, they are not conclusive because of the discrepancy in some results. It is believed that low salinity injection can improve the water wettability of carbonate surface. Also, the interaction between the presence of potential determining ions in injection brine such as SO42-, Ca2+ and Mg2+ and the rock surface, may displace adsorbed carboxylic acids present in the oil, increasing the wettability of the rock to more water-wet state. In this study, the work has been concentrated on studying the potential effect of sulphate and magnesium ions present in seawater on the oil recovery for dolomite rocks. To achieve this, laboratory coreflooding tests were performed at reservoir conditions on composite dolomite rocks from outcrops where these ions concentration in seawater was varied. The results revealed that substantial additional oil recovery (+13,68% of OOIP) can be produced for varying SO42- ion concentration compared to the lowest oil recovery value among all the phase type. Similarly, increasing the concentration of SO42- ion can achieve more additional oil recovery (+5,76% of OOIP) as tertiary phase type. In contrast, little effect of reducing sulphate ion concentration on the oil recovery (+0% and +2,61% of OOIP) was noticed as tertiary phase type. On the other hand, for varying Mg2+, the results shown that significant oil recovery (26,05% of OOIP) can be recovered when injecting seawater without magnesium ion content as secondary phase type. In the same way, reducing the concentration of magnesium ion is possible to produce more additional oil recovery (+6,74 % and +3,9% of OOIP) as tertiary phase type. On the contrary, low impact of increasing magnesium ion concentration on the oil recovery (+1,84% of OOIP) was obtained as tertiary phase type. Thus, sulphate and magnesium ions appear to have a positive response in the oil recovery. In the case of the sulphate ion, more additional oil recovery can be recovered when increasing the sulphate ion concentration in injection brines. In a different sense, oil recovery seems to increase when decreasing the magnesium ion concentration in the injection water
Subject: Petróleo
Salinidade
Sulfato
Magnésio
Language: Inglês
Editor: [s.n.]
Date Issue: 2018
Appears in Collections:FEM - Tese e Dissertação

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