Optimisation de la salinité et de la composition de l'eau à faible salinité injectée dans des réservoirs de grès avec un minimum de dépôts de tartre

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 12991 (2023) Citer cet article

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Dans cette étude, un examen mécaniste et complet de l'impact de la situation de formation de tartre de différents niveaux d'eau de mer diluée a été mené pour étudier l'influence de facteurs importants sur les performances et l'efficacité de l'eau à faible salinité. Pour clarifier les mécanismes participants efficaces, précipitation du tartre par test de compatibilité, microscopie électronique à balayage à émission de champ (FESEM) et analyse par spectroscopie à rayons X à dispersion d'énergie (EDX), potentiels zêta sous forme de charge de surface, changements de concentration en ions, angle de contact, pH, concentration de CO2. , la conductivité électrique et la force ionique ont été analysées. Les résultats ont montré qu’augmenter le temps de dilution jusqu’au niveau optimal (eau de mer diluée 10 fois (SW#10D)) pourrait réduire efficacement la quantité de précipitations importantes de calcaire (CaCO3) et de sulfate de calcium (CaSO4). Cependant, la réduction des précipitations à base de CaCO3 (due au mélange d'eau de mer diluée à différents moments avec la saumure de formation) et son effet sur l'altération de la mouillabilité (due au changement de charge de surface des OLSW/pétrole et des grès/OLSW) ont eu des impacts plus importants. Les résultats du potentiel zêta ont montré que les OLSW avec une salinité, une dilution et une composition ionique optimales par rapport à différentes compositions d'eau à faible salinité pourraient modifier la charge de surface des interfaces OLSW/pétrole/roche (− 16,7 mV) et OLSW/roche (− 10,5 mV). vers un supplément chargé négativement. Les résultats du FESEM et de l'angle de contact ont confirmé les résultats du potentiel zêta, c'est-à-dire que l'OLSW a pu rendre la surface du grès plus négative avec la dilution de l'eau de mer et les changements de mouillabilité de l'huile vers l'eau. En conséquence, SW#10D était caractérisé par une tendance minimale à l’entartrage et un dépôt de tartre (60 mg/l), une charge superficielle maximale d’OLSW/pétrole/roche (− 16,7 mV) et le potentiel de récupération supplémentaire du pétrole en raison de l’altération de la mouillabilité vers plus d'humidité de l'eau (l'angle de contact pétrole/roche ~ 50,13°) par rapport aux autres niveaux d'eau de mer diluée.

Les combustibles fossiles représentent une part importante de l’approvisionnement énergétique mondial1. L’injection d’eau est l’une des méthodes les plus anciennes et les plus connues utilisées dans les réservoirs de pétrole pour maintenir la pression et améliorer la récupération du pétrole. L’injection d’eau est la méthode de récupération accrue du pétrole la plus largement appliquée après la récupération naturelle des réservoirs de pétrole2. Dernièrement, l’injection d’eau à faible salinité (LSWI) et l’injection d’eau intelligente (SWI) ont montré des effets positifs sur le facteur de récupération des réservoirs de pétrole3. Diverses expériences en laboratoire et applications sur le terrain ont montré une augmentation de la production de pétrole en raison de la modification de la quantité d'ions ou de la réduction du niveau de salinité de l'eau de mer et de l'augmentation du taux de dilution de l'eau de mer4,5,6,7,8,9,10,11. LSWI et SWI peuvent être appliqués comme méthodes améliorées de production de pétrole après avoir modifié la mouillabilité des réservoirs de pétrole12,13,14,15,16. Les principaux mécanismes d’inondation des LSW étaient l’altération de la mouillabilité, la migration fine, la dissolution des roches, l’échange d’ions multiples (MIE) et l’expansion de la double couche17,18. Cependant, le mécanisme dominant est mentionné dans la littérature comme une altération de la mouillabilité14,18. L’eau intelligente en tant que sorte d’eau d’injection peut avoir deux significations selon différentes définitions comme suit19,20,21 :

Application d'eau salée à faibles concentrations, en négligeant le type d'ions.

Synthèse d'une nouvelle composition d'eau selon la conception des ions en tenant compte de leur concentration et de leur type.

Dans cette méthode, la quantité de salinité diminue d'environ 1 000 à 7 000 ppm. De plus, les ions déterminants potentiels (PDI) du calcium (Ca2+), du magnésium (Mg2+) et du sulfate (SO42−) dans l'eau d'injection modifient la mouillabilité de la roche vers une plus grande hydrophilie et augmentent la récupération du pétrole14,22,23,24,25, 26. Les ions divalents comprennent le calcium (Ca2+), le magnésium (Mg2+) et le sulfate (SO42−) qui activent les charges de surface. Leurs concentrations dans la solution déterminent également la polarité et la densité de charge superficielle de la roche et affectent la réaction entre le pétrole et la surface de la roche27. Selon les résultats obtenus grâce à la méthode d'injection d'eau tertiaire dans les réservoirs de pétrole, une récupération supplémentaire de pétrole de 18 % a été obtenue en diluant l'eau de mer de manière progressive, 2, 10 et 20 fois l'eau de mer diluée. Par la suite, les deux principales causes lors des inondations intelligentes peuvent modifier les caractéristiques de mouillage des roches gréseuses et carbonatées en altérant la mouillabilité comme suit12,14,28,29 :