Ottimizzazione della salinità e della composizione dell'acqua a bassa salinità iniettata in serbatoi di arenaria con deposizione di scala minima

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 12991 (2023) Citare questo articolo

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In questo studio è stato condotto un esame meccanicistico e completo dell’impatto della situazione di formazione di incrostazioni di diversi livelli di acqua di mare diluita per studiare l’influenza di fattori importanti sulle prestazioni e sull’efficienza dell’acqua a bassa salinità. Per chiarire gli effettivi meccanismi partecipanti, precipitazione su scala mediante test di compatibilità, analisi al microscopio elettronico a scansione a emissione di campo (FESEM) e spettroscopia a raggi X a dispersione di energia (EDX), potenziali zeta come carica superficiale, variazioni della concentrazione di ioni, angolo di contatto, pH, concentrazione di CO2 , sono stati analizzati la conduttività elettrica e la forza ionica. I risultati hanno mostrato che aumentando il tempo di diluizione al livello ottimale (acqua di mare diluita 10 volte (SW#10D)) si potrebbe ridurre efficacemente la quantità di forti precipitazioni di scaglie di carbonato di calcio (CaCO3) e solfato di calcio (CaSO4). Tuttavia, la riduzione della precipitazione di incrostazioni di CaCO3 (dovuta alla miscelazione di acqua di mare diluita in tempi diversi con salamoia di formazione) e il suo effetto sull'alterazione della bagnabilità (a causa del cambiamento della carica superficiale di OLSW/olio e arenaria/OLSW) hanno avuto impatti maggiori. I risultati del potenziale zeta hanno dimostrato che OLSW con salinità, diluizione e composizione ionica ottimali rispetto a diverse composizioni di acqua a bassa salinità potrebbero modificare la carica superficiale delle interfacce OLSW/olio/roccia (-16,7 mV) e OLSW/roccia (-10,5 mV) verso un extra carico negativamente. I risultati del FESEM e dell'angolo di contatto hanno confermato i risultati potenziali zeta, ovvero OLSW è stato in grado di rendere la superficie dell'arenaria più negativa diluendo l'acqua di mare e modificando la bagnabilità da bagnato d'olio a bagnato d'acqua. Di conseguenza, SW#10D era caratterizzato da una tendenza minima all'incrostazione e alla deposizione di incrostazioni (60 mg/l), una carica superficiale massima di OLSW/olio/roccia (-16,7 mV) e il potenziale di recupero incrementale dell'olio dovuto all'alterazione della bagnabilità verso maggiore umidità dell’acqua (l’angolo di contatto petrolio/roccia ~ 50,13°) rispetto ad altri livelli di acqua di mare diluita.

I combustibili fossili rappresentano una parte significativa della fornitura energetica mondiale1. Uno dei metodi più antichi e conosciuti utilizzati nei giacimenti petroliferi per il mantenimento della pressione e il miglioramento del recupero del petrolio è l'iniezione di acqua. L'iniezione d'acqua è il metodo di recupero del petrolio più applicato dopo il recupero naturale dei giacimenti petroliferi2. Ultimamente, l’iniezione di acqua a bassa salinità (LSWI) e l’iniezione intelligente di acqua (SWI) hanno mostrato effetti positivi sul fattore di recupero dei giacimenti petroliferi3. Vari esperimenti di laboratorio e applicazioni sul campo hanno dimostrato un aumento della produzione di petrolio a causa della modifica della quantità di ioni o della riduzione del livello di salinità dell'acqua di mare e dell'aumento del rapporto di diluizione dell'acqua di mare4,5,6,7,8,9,10,11. LSWI e SWI possono essere applicati come metodi migliorati di produzione del petrolio dopo aver modificato la bagnabilità dei giacimenti petroliferi12,13,14,15,16. I meccanismi principali delle inondazioni da LSW sono stati l’alterazione della bagnabilità, la migrazione fine, la dissoluzione delle rocce, lo scambio ionico multiplo (MIE) e l’espansione del doppio strato17,18. Tuttavia, in letteratura il meccanismo dominante viene indicato come alterazione della bagnabilità14,18. L'acqua intelligente come tipo di acqua iniettata può avere due significati sotto diverse definizioni come segue19,20,21:

Applicazione di acqua salina a basse concentrazioni, trascurando la tipologia degli ioni.

Sintesi di una nuova composizione dell'acqua secondo il design degli ioni considerando la loro concentrazione e tipologia.

In questo metodo la quantità di salinità diminuisce da circa 1000 a 7000 ppm. Inoltre, i potenziali ioni determinanti (PDI) di calcio (Ca2+), magnesio (Mg2+) e solfato (SO42−) nell'acqua iniettata modificano la bagnabilità della roccia verso una maggiore idrofilia e aumentano il recupero di petrolio14,22,23,24,25, 26. Gli ioni bivalenti includono calcio (Ca2+), magnesio (Mg2+) e solfato (SO42−) che attivano le cariche superficiali. Anche la loro concentrazione nella soluzione determina la polarità e la densità di carica superficiale della roccia e influenza la reazione tra il petrolio e la superficie della roccia27. Secondo i risultati ottenuti dal metodo di iniezione di acqua terziaria nei giacimenti di petrolio, il recupero incrementale di petrolio del 18% è stato ottenuto mediante acqua di mare diluita in modo graduale, acqua di mare diluita 2, 10 e 20 volte. Successivamente, le due principali cause di inondazioni intelligenti possono modificare le caratteristiche di bagnabilità delle rocce arenarie e carbonatiche come alterazione della bagnabilità come segue12,14,28,29: