Effects of Heat on Low Salinity Waterflooding in Shaly-Sandstone Formation

Abstract

[ES] Se puede hacer una diferenciación entre la recuperación primaria, secundaria y terciaria de petróleo para referirse a los métodos de extracción de petróleo de un yacimiento. La recuperación primaria de petróleo implica la extracción inicial de petróleo de un yacimiento utilizando la presión natural del yacimiento o técnicas de levantamiento artificial. La secundaria de petróleo es la siguiente etapa de la producción de petróleo, donde se utilizan diversas técnicas para mejorar la producción de petróleo después de que la presión natural en el yacimiento ha disminuido. La terciaria, o recuperación mejorada de petróleo (EOR), implica técnicas más complejas para recuperar petróleo adicional de un yacimiento. Esto puede incluir la inyección de productos químicos, vapor o dióxido de carbono en el yacimiento para reducir la viscosidad del petróleo restante y aumentar su movilidad. La recuperación terciaria puede recuperar hasta el 60% o más del petróleo en su lugar, lo que la convierte en el método más efectivo de recuperación de petróleo. Sin embargo, los métodos de EOR suelen ser más costosos y requieren tecnología y experiencia más avanzada. La inyección de agua de baja salinidad (LSWF) será el método de EOR en el que nos enfocaremos. LSWF es una técnica que ha generado un gran interés en la industria petrolera como una posible solución para mejorar las tasas de recuperación de petróleo de los yacimientos. La técnica implica la inyección de agua con salinidad reducida en el yacimiento para desplazar el petróleo restante que no pudo ser extraído durante las etapas de recuperación primaria y secundaria. La inyección de agua de baja salinidad altera las propiedades de superficie de la roca del yacimiento, como la mojabilidad y la tensión interfacial, lo que facilita la liberación del petróleo restante. LSWF se basa en el principio de que el rendimiento de la recuperación de petróleo está influenciado por la interacción entre la roca, el petróleo y el agua inyectada. Cuando se inyecta agua de baja salinidad en el yacimiento, los iones del agua interactúan con la superficie de la roca, alterando la carga de superficie y la mojabilidad, lo que posteriormente modifica la tensión interfacial entre las fases de petróleo y agua. Los cambios en las propiedades de superficie de la roca facilitan la liberación del petróleo restante de los poros de la roca, lo que lleva a una mejora en las tasas de recuperación de petróleo. Este proceso está influenciado por varios factores, incluyendo la salinidad del agua inyectada, las propiedades de la roca y el petróleo, la tasa de inyección y la heterogeneidad del yacimiento. El diseño óptimo de LSWF depende de comprender las interacciones entre estos factores y adaptar la composición del agua inyectada a las condiciones específicas del yacimiento. La efectividad de la LSWF también se ve influenciada por la temperatura, lo cual puede afectar el rendimiento de la LSWF de las siguientes maneras: - Alteración de la mojabilidad - Impacto en las reacciones químicas - Cambios en la viscosidad del agua Aunque la temperatura puede afectar la efectividad de la LSWF, otros factores también pueden influir en la técnica. Algunos de estos factores incluyen: salinidad del agua inyectada, tasa de inyección, propiedades de la roca y del petróleo, y heterogeneidad del yacimiento. Se puede afirmar que la LSWF es una técnica prometedora de recuperación mejorada de petróleo que puede mejorar las tasas de recuperación y reducir los costos operativos. La temperatura es uno de varios factores que pueden influir en la efectividad de la LSWF. La consideración cuidadosa de estos factores y sus interacciones puede ayudar a optimizar el rendimiento de la LSWF y maximizar la recuperación del petróleo remanente. Con este trabajo, nos enfocaremos en una muestra de arenisca arcillosa, con la cual trabajaremos bajo las mismas condiciones a lo largo del estudio.

[EN] Differentiation can be made between primary, secondary, and tertiary oil recovery to refer to different methods of extracting oil from a reservoir. Primary oil recovery involves the initial extraction of oil from a reservoir using natural reservoir pressure or artificial lifting techniques. Secondary oil recovery is the next stage of oil production, where various techniques are used to enhance the production of oil after the natural pressure in the reservoir has declined. Tertiary oil recovery, or enhanced oil recovery (EOR), involves more complex techniques to recover additional oil from a reservoir. This can include injecting chemicals, steam, or carbon dioxide into the reservoir to reduce the viscosity of the remaining oil and increase its mobility. Tertiary recovery can recover up to 60% of the oil in place or more, making it the most effective method of oil recovery. However, EOR methods are often more expensive and require more advanced technology and expertise. Low salinity waterflooding (LSWF) will be the EOR method on which we will focus. LSWF is a technique that has garnered significant interest in the petroleum industry as a potential solution for improving oil recovery rates from reservoirs. The technique involves injecting water with reduced salinity into the reservoir to displace the remaining oil that could not be extracted during the primary and secondary recovery stages. The injection of low-salinity water alters the surface properties of the reservoir rock, such as wettability and interfacial tension, which facilitates the release of the remaining oil. LSWF is based on the principle that the performance of oil recovery is influenced by the interplay between rock, oil, and injected water. When low salinity water is injected into the reservoir, the water ions interact with the rock surface, altering the surface charge and wettability, which subsequently modifies the interfacial tension between the oil and water phases. The changes in the rock surface properties facilitate the release of the remaining oil from the rock pores, leading to improved oil recovery rates. This process is influenced by several factors, including the salinity of the injected water, rock and oil properties, injection rate, and reservoir heterogeneity. The optimal design of LSWF depends on understanding the interactions between these factors and tailoring the injection water composition to suit specific reservoir conditions. The effectiveness of LSWF is influenced, also, by the temperature, which can affect the performance of LSWF in the following ways: - Alteration of wettability - Impact on chemical reactions: - Changes in water viscosity: Overall, the impact of temperature on LSWF depends on various factors, including the specific reservoir conditions and the characteristics of the oil and rock. Careful consideration and temperature monitoring during LSWF can help optimize the technique's effectiveness. While temperature can affect the effectiveness of LSWF, other factors can also influence the technique. Some of these factors include: salinity of injected water, injection rate, rock and oil properties and reservoir heterogeneity. It can be stated that LSWF is a promising EOR technique that can improve oil recovery rates and reduce operating costs. Temperature is one of several factors that can influence the effectiveness of LSWF. Careful consideration of these factors and their interactions can help optimize the performance of LSWF and maximize the recovery of remaining oil. With this work, we will focus on a particular rock formation, a shaly-sandstone sample that we will work with under the same conditions throughout the study. Firstly, we will evaluate the normal petrophysical conditions of the sample core, and then proceed to carry out experiments related to the variation of temperature in injected water.