Optimización de la salinidad y composición del agua inyectada de baja salinidad en yacimientos de arenisca con deposición a escala mínima.

Scientific Reports volumen 13, número de artículo: 12991 (2023) Citar este artículo

303 Accesos

Detalles de métricas

En este estudio, se llevó a cabo un examen mecanicista y exhaustivo del impacto de la situación de formación de incrustaciones de diferentes niveles de agua de mar diluida para investigar la influencia de factores importantes en el rendimiento y la eficiencia del agua de baja salinidad. Para aclarar los mecanismos participantes efectivos, precipitación a escala mediante prueba de compatibilidad, microscopía electrónica de barrido de emisión de campo (FESEM) y análisis de espectroscopía de rayos X de dispersión de energía (EDX), potenciales zeta como carga superficial, cambios de concentración de iones, ángulo de contacto, pH, concentración de CO2. Se analizaron , conductividad eléctrica y fuerza iónica. Los resultados mostraron que aumentar el tiempo de dilución al nivel óptimo (agua de mar diluida 10 veces (SW#10D)) podría reducir efectivamente la cantidad de precipitación severa de incrustaciones de carbonato de calcio (CaCO3) y sulfato de calcio (CaSO4). Sin embargo, la reducción en la precipitación a escala de CaCO3 (debido a la mezcla de agua de mar diluida en diferentes tiempos con salmuera de formación) y su efecto sobre la alteración de la mojabilidad (debido al cambio en la carga superficial de OLSW/petróleo y arenisca/OLSW) tuvieron impactos mayores. Los resultados del potencial zeta han demostrado que OLSW con salinidad, dilución y composición iónica óptimas en comparación con diferentes composiciones de agua de baja salinidad podrían cambiar la carga superficial de las interfaces OLSW/petróleo/roca (-16,7 mV) y OLSW/roca (-10,5 mV). hacia un extra cargado negativamente. Los hallazgos de FESEM y del ángulo de contacto confirmaron los resultados del potencial zeta, es decir, OLSW pudo hacer que la superficie de la arenisca fuera más negativa con la dilución del agua de mar y los cambios de humectabilidad de mojada por petróleo a mojada por agua. Como resultado, SW#10D se caracterizó por una tendencia mínima a la incrustación y deposición de incrustaciones (60 mg/l), carga superficial máxima de OLSW/petróleo/roca (- 16,7 mV) y el potencial de recuperación incremental de petróleo debido a la alteración de la mojabilidad hacia más humedad del agua (el ángulo de contacto petróleo/roca ~ 50,13°) en comparación con otros niveles de agua de mar diluidos.

Los combustibles fósiles constituyen una parte importante del suministro energético mundial1. Uno de los métodos más antiguos y conocidos utilizados en yacimientos de petróleo para mantener la presión y mejorar la recuperación de petróleo es la inyección de agua. La inyección de agua es el método de recuperación incrementada de petróleo más aplicado después de la recuperación natural de los yacimientos de petróleo2. Últimamente, la inyección de agua de baja salinidad (LSWI) y la inyección inteligente de agua (SWI) mostraron efectos positivos en el factor de recuperación de los yacimientos de petróleo3. Varios experimentos de laboratorio y aplicaciones de campo han demostrado un aumento de la producción de petróleo debido a la modificación de la cantidad de iones o la reducción del nivel de salinidad del agua de mar y el aumento de la proporción de dilución del agua de mar4,5,6,7,8,9,10,11. LSWI y SWI se pueden aplicar como métodos mejorados de producción de petróleo después de cambiar la humectabilidad de los yacimientos de petróleo12,13,14,15,16. Los mecanismos destacados de la inundación de LSW fueron la alteración de la humectabilidad, la migración fina, la disolución de la roca, el intercambio iónico múltiple (MIE) y la expansión de doble capa17,18. Sin embargo, en la literatura se hace referencia al mecanismo dominante como alteración de la humectabilidad14,18. El agua inteligente como tipo de agua para inyección puede tener dos significados según diferentes definiciones, como se indica a continuación19,20,21:

Aplicación de agua salina a bajas concentraciones, despreciando el tipo de iones.

Síntesis de una nueva composición de agua según diseño de iones considerando su concentración y tipo.

En este método, la cantidad de salinidad disminuye de aproximadamente 1000 a 7000 ppm. Además, los iones determinantes potenciales (PDI) de calcio (Ca2+), magnesio (Mg2+) y sulfato (SO42-) en el agua de inyección cambian la humectabilidad de la roca hacia una mayor hidrofilicidad y aumentan la recuperación de petróleo14,22,23,24,25. 26. Los iones divalentes incluyen calcio (Ca2+), magnesio (Mg2+) y sulfato (SO42-) que activan las cargas superficiales. Además, sus concentraciones en la solución determinan la polaridad y la densidad de carga superficial de la roca y afectan la reacción entre el petróleo y la superficie de la roca27. Según los resultados obtenidos del método de inyección de agua terciaria en yacimientos de petróleo, se obtuvo una recuperación incremental de petróleo del 18% mediante agua de mar diluida de manera gradual, agua de mar diluida 2, 10 y 20 veces. Posteriormente, las dos causas principales durante las inundaciones de agua inteligentes pueden modificar las características de humectación de las rocas areniscas y carbonatadas como alteración de la humectabilidad de la siguiente manera12,14,28,29:

Aumento de las concentraciones de iones divalentes (incluidos Ca2+, Mg2+ y SO42−) en el agua de mar inyectada.

Salinidad reducida de la salmuera inyectada.

Por lo tanto, según estudios previos, la modificación de la composición de la salmuera inyectada puede dar como resultado una mayor producción de petróleo a partir de yacimientos de petróleo. La composición de la salmuera de inyección es un factor más importante en la deposición de incrustaciones porque la formación de incrustaciones ocurre cuando el agua de formación se mezcla con otras salmueras incompatibles, como las aguas inyectadas30. El agua de formación tiene altos niveles de salinidad, sólidos disueltos totales (TDS), sólidos suspendidos totales (SST) y diferentes aniones y cationes en solución31. Indica que la composición del agua de mar inyectada es un parámetro cuantitativo importante y la calidad del agua de mar inyectada debe controlarse de manera similar. Es importante examinar la compatibilidad del agua inteligente y del agua de baja salinidad con las condiciones del embalse para evitar la formación de incrustaciones32. Brevemente, la posibilidad de formación de incrustaciones minerales como daño a la formación en yacimientos de petróleo durante agua inteligente y agua de baja salinidad es importante debido a la incompatibilidad de las aguas al mezclar la inyección de salmuera con el agua de formación. Hasta la fecha se han realizado diversos estudios para evaluar la incompatibilidad del agua de formación y el agua de inyección33. Dos tipos principales de incrustaciones inorgánicas que generalmente se forman en los yacimientos de petróleo durante las operaciones de inundación de agua son las incrustaciones de sulfato y carbonato34,35. Una de las principales causas de las incrustaciones de carbonato suele ser la incompatibilidad de las aguas de formación e inyección que se mezclan con diferentes proporciones de agua rica en calcio y bicarbonato, como el agua de mar mezclada con agua de formación. Puede precipitar carbonato de calcio y carbonato de hierro35,36. El carbonato de calcio (CaCO3) como incrustación inorgánica en forma de calcita puede contribuir a problemas difíciles en la industria petrolera. Por lo tanto, la inhibición de la formación de incrustaciones es más útil que la eliminación de incrustaciones y el uso de inhibidores en diferentes productos químicos y disolventes. Estas operaciones son económicamente costosas y contribuyen a problemas medioambientales37. Predecir la posible incrustación es uno de los métodos más efectivos para controlar el riesgo de problemas como la formación de incrustaciones durante las operaciones de inundación de agua38. Esto sería muy útil para afrontar los desafíos de las incrustaciones minerales y desarrollar la técnica más eficaz para inhibir la formación de incrustaciones en los yacimientos petrolíferos36. El presente estudio se realizó para explorar los desafíos más críticos del proceso de inundación de agua asociados con el potencial de deposición de incrustaciones de minerales como CaCO3 durante el experimento de inundación de agua de baja salinidad en un depósito de arenisca. Se han realizado pocas investigaciones sobre la investigación precisa de factores importantes en la precipitación a escala de salmueras inyectadas durante la inyección de agua de baja salinidad para EOR en yacimientos de petróleo. A diferencia de trabajos experimentales anteriores3,12,13,39,40,41,42,43,44,45, el presente estudio se propuso ampliar la investigación de la formación de incrustaciones en diferentes composiciones de agua de baja salinidad mediante diferentes parámetros efectivos juntos. Estos parámetros incluyen el efecto de la salinidad, las proporciones de dilución del agua de mar, la conductividad eléctrica (EC), la fuerza iónica (IS) de las salmueras, el tipo y concentración de iones y sales, el pH y la carga superficial en solución acuosa sobre la formación de incrustaciones y la alteración de la humectabilidad.

Los objetivos del estudio fueron los siguientes:

Examinar los efectos de los iones (Ca2+, HCO3− y Mg2+), la salinidad de las salmueras de inyección, parámetros fisicoquímicos como pH, EC, IS, concentración de CO2 como solución en salmuera. Además, se investigaron los tiempos de dilución del agua de mar sobre la cantidad de precipitación de CaCO3 al mezclar agua de mar, los niveles de agua de mar diluida y el agua de formación con iones Ca2+.

Optimizar los contenidos de iones y los niveles de agua de mar diluida como agua de baja salinidad para mejorar la alteración de la humectabilidad y reducir el daño a la formación.

Evaluación del efecto de la composición óptima de LSW con precipitación a escala mínima sobre la alteración de la humectabilidad.

Evaluar la compatibilidad de los datos termodinámicos obtenidos de las salmueras mixtas utilizando OLI ScaleChem y comparar los datos recopilados y los resultados experimentales.

En esta investigación se realizó un análisis de parámetros efectivos. Para lograr el objetivo 1, investigamos el tipo y la cantidad de deposición de incrustaciones mediante experimentos de compatibilidad con el agua, pH, fuerza iónica, mediciones de conductividad eléctrica y experimentos FESEM-EDX. Para lograr los objetivos 2 y 3, se investigó el efecto de diferentes composiciones de agua de baja salinidad y agua de baja salinidad óptima sobre la alteración de la humectabilidad mediante pruebas de ángulo de contacto, FESEM, y las cargas de las superficies de salmuera/roca y salmuera/aceite mediante experimentos de potencial zeta. Finalmente, para lograr el objetivo 4, se utilizaron el software OLI ScaleChem, experimentos de compatibilidad de salmuera y experimentos FESEM-EDX para hacer coincidir los datos experimentales y la simulación y también se compararon los resultados. La Figura 1 muestra un diagrama esquemático de los pasos de simulación y experimento para todos los escenarios. Mientras que la Fig. 1A muestra los pasos de preparación de secciones delgadas y polvos de roca y después del proceso de envejecimiento de las muestras de roca en las condiciones del yacimiento. Además, la Fig. 1B muestra los pasos de la investigación de factores importantes en la formación de incrustaciones durante experimentos de compatibilidad de salmueras inyectadas con agua de formación. Finalmente, la Fig. 1C presenta los pasos de selección de la composición óptima del agua de baja salinidad y la identificación de los mecanismos dominantes.

Diagrama esquemático de los pasos del experimento y la simulación.

Esta investigación abre nuevos horizontes en experimentos de compatibilidad para la optimización de la relación de dilución y la composición iónica de la técnica de inyección LSW para EOR con un riesgo de escala mínimo y un alto rendimiento de cambio de humectabilidad, que no se ha investigado antes. Además, esta investigación tiene los siguientes puntos novedosos: (1) a diferencia de los estudios ya experimentales, el estudio presenta una comprensión fisicoquímica integral y simultánea (impacto de los iones, pH, cargas superficiales, salinidad, fuerza iónica, conductividad eléctrica y relaciones de dilución). ) para elevar la posible formación de incrustaciones durante la utilización de agua de baja salinidad para mejorar la alteración de la mojabilidad en yacimientos de petróleo de arenisca; (2) investigación integral y simultánea para determinar la relación de dilución óptima, la salinidad y la composición de LSW según la escala mínima de riesgo; (3) este estudio ilustró que SW#10D con salinidad, dilución y composición iónica óptimas se preparó para inyección de agua con baja salinidad, lo que podría mejorar la alteración de la humectabilidad al estado húmedo con agua. Sin embargo, aumentar y reducir los tiempos de dilución de SW#10D puede aumentar el riesgo de precipitación a escala y aumentar el costo y la operación a escala de campo. Como resultado, OLSW (SW#10D) se caracteriza por el potencial de control de la deposición de incrustaciones y, al mismo tiempo, por una mayor capacidad de alteración de la humectabilidad. Al final, este trabajo presenta el resultado de un examen exhaustivo que involucra el LSW desarrollado con una concentración óptima como una nueva técnica prometedora para EOR que podría ser más eficiente y rentable para alterar exitosamente la humectabilidad y dañar la formación en deposiciones a escala mínima.

Uno de los desafíos importantes que enfrenta la industria petrolera es predecir la formación de incrustaciones minerales debido a varios factores como la sobresaturación, los cambios en las condiciones termodinámicas, la fuerza iónica, el pH, la alcalinidad y la velocidad del flujo36,46. Existen muchos métodos diferentes de predicción de la solubilidad para escalas inorgánicas en pozos y yacimientos de petróleo y gas. Los modelos termodinámicos son el método más eficaz que se puede aplicar para habitar y controlar la formación de incrustaciones minerales en pozos y yacimientos. Porque estos modelos incluían la interferencia y el efecto de importantes factores termodinámicos como la temperatura y la presión. De acuerdo con las limitaciones de solubilidad, los modelos termodinámicos disponibles sólo pueden predecir el potencial de deposición de incrustaciones47,48. La sobresaturación de la solución acuosa puede contribuir a la nucleación y crecimiento de las escamas, como lo demuestran el índice de saturación (SI) y la relación de saturación (SR)33,36,39.

Para evaluar la compatibilidad del agua entre el LSW y la salmuera de formación, el SI se considera un parámetro mensurable para determinar la deposición de incrustaciones49. El SI se expresa como la proporción de precipitación a escala de salmuera y deposición a escala, y el logaritmo de los productos de concentración de iones debe dividirse por una constante de equilibrio. Para cada escala, SI se define de la siguiente manera36,50,51:

O

Por tanto, basándose en el coeficiente de actividad iónica, la ecuación. (5) se puede escribir como la siguiente fórmula36:

Mientras que en estas ecuaciones [Me] incluye cationes de Mg2+, Ca2+, Sr2+ y Ba2+, [An] incluye aniones o iones negativos como HCO3− y SO42−, y Ksp denota el producto de solubilidad de una solución acuosa en situación de reacción. Si el índice de saturación es igual a 0 (SI = 0), entonces un medio líquido está saturado. Además, cuando el índice de saturación tiene valores inferiores a cero (SI < 0), la situación de subsaturación y la escala no precipitarán52. En definitiva, cuando el SI tiene valores mayores que 0 (SI > 0), indica que una solución acuosa está sobresaturada y tiende a formarse incrustaciones minerales35,36,47,53,54. Los valores SI para una solución acuosa en diferentes condiciones se muestran en la Tabla 136,55.

Un parámetro crítico para estudiar el mecanismo de deposición-precipitación es la composición de las salmueras de formación e inyección para elevar los fenómenos de formación de incrustaciones y las proporciones de mezcla de dos salmueras. Este estudio se realizó en agua de baja salinidad obtenida del Golfo Pérsico (agua de mar) para determinar su viabilidad como agua de inyección y el daño de formación creado como formación de incrustaciones minerales. Para la investigación del valor y tipo de escalas, se realizaron pruebas de compatibilidad de salmuera al mezclar composiciones de agua de baja salinidad con agua de formación en diferentes proporciones de 20%, 40%, 50%, 60% y 80% y temperatura del yacimiento (T = 65°C). Como resultado, se obtuvo la proporción máxima de precipitación a escala para considerar la formación de incrustaciones minerales. En la segunda etapa, se realizaron las pruebas FESEM-EDX en muestras de filtros después de pruebas de compatibilidad para la determinación de tipos de incrustaciones. En la tercera etapa, se realizó la prueba de imagen FESEM y ángulo de contacto para evaluar la alteración de la humectabilidad. En la última etapa, se llevaron a cabo pruebas de laboratorio en polvo de roca arenisca para determinar la evolución de Zp y el efecto de las cargas superficiales sobre la deposición de incrustaciones y la alteración de la humectabilidad de acuerdo con los hallazgos de FESEM y ángulo de contacto.

En el primer paso, se sintetizaron salmueras de formación e inyección, mientras que el agua de formación tenía la misma composición que la salmuera del yacimiento, y se eligió agua del Golfo Pérsico (PGW) (agua de mar cercana al campo de arenisca del suroeste de Irán) como suministro adecuado. para agua de inyección. Todas las muestras de las composiciones de salmuera se sintetizaron en el laboratorio y podían disolverse en la cantidad dada de seis sales de alta pureza de Merck Chemicals (pureza del 99,5%), incluidos NaCl, KCl, Na2SO4, NaHCO3, MgCl·6H2O y CaCl2·. 2H2O disuelto en agua desionizada. Se utilizó agua desionizada como agua destilada de 3 evaporaciones con una resistividad de 18,2 MΩ cm. La Tabla 2 muestra las composiciones de las salmueras de formación e inyección (agua de mar) utilizadas en este estudio. La composición del agua de formación pertenece a uno de los yacimientos de petróleo del suroeste de Irán. Además, como agua de inyección se utilizó la composición del agua del Golfo Pérsico (agua de mar). Los sólidos disueltos totales (TDS) fueron 195.671,03 y 40.687 ppm para FW y SW, respectivamente. Cabe mencionar que el agua de formación presentó altos niveles de salinidad, sólidos disueltos totales (TDS), sólidos suspendidos totales (SST) y diferentes aniones y cationes en solución31. Se prepararon varios niveles de concentración del agua de inyección basándose en agua de mar recogida de la composición del Golfo Pérsico.

En este trabajo se aplicó el petróleo crudo de uno de los yacimientos del suroeste de Irán. La composición química y propiedades físicas del petróleo crudo se presentan en las Tablas 3 y 4. Además, la Tabla 3 establece que el valor de C1 es igual a 45,59% y C7+ es igual a 30,24%.

Se aplicó una concentración de 0,01 molar de solución de ácido esteárico en n-heptano para alterar la humectabilidad de las muestras de roca. El n-heptano y el ácido esteárico se adquirieron de Merck.

En este estudio, en la primera etapa, se necesitaron varios afloramientos de roca arenisca para experimentos de potencial zeta y ángulo de contacto. Para estos experimentos, se prepararon polvos de roca y rodajas finas a partir de losas de roca arenisca. Cabe mencionar que las losas de roca no fueron envejecidas primero en salmuera de formación. Además, para obtener polvo de roca con tamaño de partícula uniforme y rango apropiado para medir el potencial zeta, los afloramientos de arenisca fueron triturados y pasados ​​por 2 tamices con mallas consecutivas (números de malla 325 y 400). La distribución del tamaño de las partículas en el tamiz inferior está en el rango de 37 a 44 micrones5. Se utilizó el análisis de fluorescencia por difracción de rayos X (XRF) para evaluar la litología del núcleo porque la litología de la roca mostró un impacto efectivo en la medición del potencial zeta. Los resultados obtenidos del análisis XRF muestran que la mineralogía del afloramiento rocoso se presenta en la Tabla 5. La abreviatura de LOE representa la pérdida por ignición en la Tabla 5.

Además del software termodinámico OLI ScaleChem según los cambios de temperatura, presión y pH, también se realizaron experimentos de laboratorio para juzgar la compatibilidad/incompatibilidad de las aguas de formación e inyección para determinar la masa y los tipos de precipitación a escala. Se realizaron pruebas de compatibilidad de laboratorio para determinar la precipitación a escala al mezclar el agua de formación con el agua de inyección y seleccionar la mejor agua de inyección para la preparación de la concentración óptima de agua de baja salinidad. En la Fig. 2 se muestra un diagrama esquemático de las pruebas de compatibilidad y la determinación de las escalas de tipo y cantidad. Las pruebas de compatibilidad se realizaron a presión atmosférica. Para evaluar el impacto de la salinidad del agua de inyección en la deposición de incrustaciones minerales, se utilizaron aguas de inyección con diferentes tipos de salinidad, incluidas las sin diluir, 2 (SW#2D), 5 (SW#5D), 10 (SW#10D), 15 (SW#15D), 20 (SW#15D) y 25 (SW#25 D) se sintetizaron agua de mar (SW) diluida 20 veces. La Tabla 6 muestra las composiciones utilizadas para preparar las salmueras de inyección para la prueba de compatibilidad inicial y determinar la salmuera de inyección óptima con la deposición de incrustaciones minerales más baja. Finalmente, se prepararon aguas de baja salinidad basándose en esta composición óptima del agua. Posteriormente, las muestras de agua de inyección (incluidas SW, SW#2D, SW#5D, SW#10D, SW#15D, SW#20D y SW#25D) se mezclaron con salmuera de formación en diferentes proporciones de mezcla de 20%, 40%, 50%, 60% y 80%. Para realizar cada prueba de compatibilidad, se filtraron 50 cm3 de cada salmuera de inyección, se vertieron en una botella autoclavable y se mezclaron con 50 cm3 de agua de formación. Las botellas esterilizables en autoclave se colocaron en un horno a presión atmosférica y temperatura del depósito (65 °C) durante 3 días para la reacción efectiva entre los iones. Además, estas aguas mezcladas se agitaron dos veces por la mañana y por la tarde. La principal causa de la formación de incrustaciones es la sobresaturación de una solución de una o más sales en la fase acuosa36,52,56. Después de 72 h, todas las muestras se pasaron a través de un filtro de membrana de 0,22 µm y luego se calculó la masa de escamas en el filtro de membrana mediante una balanza electrónica de platillo superior. Además, los filtros se expusieron a agua desionizada filtrando agua desionizada para eliminar la sal de NaCl (halita) residual, que probablemente cubría la superficie de la escala porque la sal de NaCl era una sal soluble en agua y su depósito no era importante.

Un diagrama esquemático de las pruebas de compatibilidad y determinación de las escalas de tipo y cantidad.

Según una revisión de litros57,58,59,60,61,62,63,64, los ácidos grasos podrían cambiar la humectabilidad de la superficie de la roca de mojada por agua a mojada por aceite. Como la superficie de las rocas de arenisca generalmente estaba mojada por agua debido a la estructura química, la humectabilidad inicial de las rocas se alteró hacia la humectación por petróleo para la prueba, utilizando una mezcla de ácido esteárico y n-heptano. El ácido esteárico es un ácido graso con una fórmula química de CH3 (CH2)16COOH y una masa molecular de 284,48 g/mol y es soluble en heptano normal y alcanos más pesados. El heptano normal a temperatura ambiente tiene una viscosidad y una densidad de 0,879 cp y 0,73 g/cm3, respectivamente. Las muestras de roca arenisca se humedecieron con aceite con 0,01 molaridad de ácido esteárico/n-heptano líquido a 65 °C durante 4 días. La Figura 3 muestra la situación de alteración de la humectabilidad de lonchas finas antes y después del proceso de envejecimiento. El experimento del ángulo de contacto (Fig. 3B) demostró que la humectabilidad cambia hacia la humedad del aceite.

Imágenes del cambio del ángulo de contacto de una gota de aceite en las soluciones de la superficie de arenisca antes (A) y después (B) de la alteración de la humectabilidad envejecida por ácido esteárico 0,01 M y n-heptano.

En este estudio, se realizó FESEM-EDX en los filtros de postratamiento para examinar la posible deposición de incrustaciones después de la interacción de diferentes salmueras de inyección con la salmuera de formación. Las imágenes FESEM podrían ayudar a determinar el comportamiento de incrustación local y el efecto de modificación de la superficie de las salmueras de tratamiento. Además, los resultados de EDX se aplicaron para el análisis elemental local y la caracterización química de la superficie del filtro postratamiento. Además, las imágenes FESEM se interpretaron utilizando los resultados de la subsección de medición del ángulo de contacto, lo que podría proporcionar una investigación cualitativa de los aspectos humectantes de las superficies rocosas. La morfología de la superficie de los filtros se investigó con imágenes FESEM utilizando Tescan MIRA3 FEG (República Checa) con un voltaje de aceleración de 20 kV. Además, se utilizó Tescan MIRA3 para el análisis EDX para identificar la cantidad de átomos llenos en la superficie de las muestras de filtro.

El potencial Zeta (Zp) puede medir las muestras de agua inyectadas en función del rendimiento del EOR65. Zp presenta el valor de la carga superficial de las partículas en una solución coloidal. La electroforesis se define como el movimiento de una partícula cargada en proporción a la solución que está suspendida bajo el efecto de un campo eléctrico utilizado66. El aparato midió la movilidad electroforética de las partículas de arenisca suspendidas y de la salmuera, después de determinar el valor Zp. El Zp de las dispersiones coloidales se midió mediante electroforesis láser Doppler (LDE). En el LDE, se utiliza un voltaje a través de una celda y la movilidad electroforética de las partículas se obtiene a partir del cambio de frecuencia observado en la luz dispersada67,68. La medida de movilidad electroforética es la mejor y más sencilla forma de estimar el Zp69. Finalmente, Zp depende de la movilidad electroforética y se calcula utilizando la ecuación de Henry de la siguiente manera66,70:

donde, UE es la movilidad electroforética, z es el potencial zeta, \(\varepsilon \) es la constante dieléctrica, F (ka) es la función de Henry y \(\eta \) es la viscosidad. La composición cambiante de las salmueras de inyección y los niveles de agua de mar diluida también cambian la carga superficial de la roca superficial. Los cambios en las cargas superficiales muestran una buena señal del éxito de la inyección de salmuera en la modificación de la mojabilidad de la roca superficial hacia la mojada por agua39. La carga superficial de las soluciones se midió aplicando el aparato Malvern Zetasizer Nano ZS para partículas de arenisca humedecidas con aceite dispersas en la solución acuosa deseada. La cantidad de carga superficial se informó como Zp de diferentes muestras de salmuera. Como se mencionó anteriormente, los polvos de roca se envejecieron en n-heptano y ácido esteárico 0,01 M a 65 °C y 101,3 kPa de presión hasta que los polvos de roca se humedecieron con aceite. Las partículas de arenisca envejecida esparcidas en la muestra de agua se prepararon mezclando 0,5 g de partículas de arenisca en polvo con 50 cm3 de salmuera, lo que representa en peso el 1% de una suspensión acuosa45. Las soluciones se sonicaron durante 20 minutos utilizando una herramienta de sonicación y se mantuvieron durante 48 h para alcanzar las condiciones de equilibrio. Se eligió una cantidad aceptable de Zp respecto a la cantidad media de cada muestra.

Como se mencionó anteriormente, el factor más importante en la formación de incrustaciones en una solución acuosa es la condición de sobresaturación. Esta condición ocurre cuando la concentración de sales disueltas en una solución acuosa es mayor que una solución saturada12,36,52. Por lo tanto, una situación de sobresaturación conduce a la precipitación, deposición y crecimiento de cristales de escamas de carbonato. Para cada mezcla de dos aguas incompatibles (una que incluye los valores excesivos de iones de bicarbonato y la otra que incluye los valores excesivos de iones de calcio), la tendencia a la incrustación (ST) se define como la relación del producto de actividad iónica (IAP) dividida por la constante de equilibrio (Ksp). En consecuencia, es la fuerza de estimulación de la reacción de precipitación36. Un mayor grado de sobresaturación puede resultar en una mayor posibilidad de precipitación de CaCO3. La mezcla de agua de mar (incluidos iones con alto contenido de bicarbonato) con salmuera de formación (incluidos iones con alto contenido de calcio) provocó la precipitación de carbonato de calcio. Antes de realizar pruebas de laboratorio diseñadas para estudiar la compatibilidad de la salmuera, se aplicó el software OLI Scale para predecir el potencial de precipitación a escala mineral debido a la mezcla del agua de mar inyectada y las salmueras de baja salinidad con agua de formación (ver datos de análisis de composición de salmuera en las Tablas 2 y 2). 6)71. Podría ayudarnos a describir diferentes tipos de incrustaciones minerales formadas en las soluciones acuosas después de mezclar diferentes salmueras de baja salinidad con FW35. Además, la simulación puede determinar la proporción de mezcla en la que se produce el potencial de formación de incrustaciones en el valor más alto. Las salmueras de inyección y la composición química iónica de FW se utilizaron en el modelo de simulación de salmuera mixta para estimar las tasas de precipitación masiva y los tipos de escalas. La predicción de las tendencias de escala de CaCO3 y CaSO4 debido a la mezcla del agua de mar inyectada con agua de formación se presenta en las Figs. 4 y 5, respectivamente. La precipitación máxima fue de 549,18 mg/L para CaSO4 al 60% de agua de mar y de 78,65 mg/L para CaCO3 al 20% de agua de mar. La actividad iónica y la solubilidad son factores importantes en la deposición de incrustaciones12. Por lo tanto, la razón de la formación máxima de incrustaciones con una proporción de mezcla del 60% fue que al aumentar la proporción de mezcla de agua de mar al 60%, la concentración de iones de bicarbonato, calcio y sulfato aumentó a la misma proporción. En consecuencia, en esta condición, aumentaron tanto la actividad iónica como la solubilidad. En otras palabras, al aumentar el porcentaje de agua de mar en la salmuera mezclada hasta un 60%, se incrementó la interacción entre aniones y cationes y se redujo la solubilidad de las incrustaciones minerales en la salmuera. Por lo tanto, hubo una proporción de mezcla máxima en la que la cantidad máxima de incrustaciones no se puede disolver en la solución y las condiciones de superestación aumentaron. Sin embargo, después de esta proporción de mezcla, a medida que la proporción de mezcla aumentó, la actividad de los iones calcio y sulfato disminuyó y la solubilidad de las incrustaciones minerales en salmuera aumentó12. Como resultado, debido a la reducción de las condiciones de la superestación, la cantidad de deposición total de incrustaciones disminuyó. Después de cambiar la composición del agua de mar como agua de baja salinidad en diferentes niveles de agua de mar diluida, el valor de la precipitación de CaSO4 fue insignificante en comparación con el de CaCO3 como dilución creciente y reducción de la salinidad del agua de mar.

El índice de incrustación de CaCO3 y CaSO4 aumenta en diferentes proporciones de mezcla de agua de inyección (agua de mar) y agua de formación.

La cantidad de precipitación de incrustaciones de CaCO3 y CaSO4 se incrusta en diferentes proporciones de mezcla de agua de inyección (agua de mar) y agua de formación.

Para obtener resultados más precisos, se investigó el impacto de la salinidad en la precipitación a escala y el impacto de la salinidad del SW de inyección en el valor de la precipitación de CaCO3. En consecuencia, se determinaron la composición y salinidad óptimas con dilución creciente y diferentes salinidades del SW inyectado. Por lo tanto, la proporción de mezcla de agua de mar y salmuera de formación no mostró ningún efecto sobre los resultados. Para realizar las pruebas de compatibilidad se eligió la proporción de mezcla del 50% de agua de baja salinidad con diferente grado de dilución mezclada con salmuera de formación.

La tendencia a las incrustaciones minerales de CaCO3 y la deposición de incrustaciones dan como resultado varias proporciones de mezcla de agua de mar y agua de baja salinidad en diferentes niveles de agua de mar diluida y salmuera de formación, como se presentan en las Figs. 6, 7 y 8, respectivamente. Las Tablas 2 y 6 muestran que se observaron algunos iones Ca2+ y HCO3- tanto en la salmuera de formación como en el agua inyectada de baja salinidad que puede formarse a escala de CaCO3. El valor de la escala mineral se estimó utilizando OLI ScaleChem y se describe en la Fig. 6 para varias diluciones y salinidades de SW en diferentes proporciones de mezcla de SW/FW. La Figura 7 muestra la distribución de los contornos de magnitud de la relación de saturación. Las Figuras 6 y 7 mostraron que la cantidad de tendencia de la escala de CaCO3 era superior a 1; por lo tanto, la incrustación de CaCO3 se formó con diferentes proporciones de mezcla de SW y FW. Como se representa en las Figs. 6, 7 y 8, al aumentar la proporción de mezcla de las aguas inyectadas al yacimiento de petróleo, la cantidad de precipitación de CaCO3 disminuyó. Además, a medida que la salinidad del agua de mar disminuyó y las diluciones aumentaron, la precipitación de ST y de incrustaciones disminuyó debido al carbonato de calcio. Las Figuras 6, 7, 8, 9 y 10 muestran que el ST del agua de mar diluida 10 veces (SW#10D) tiene una disminución más notable que otras aguas inteligentes inyectadas, y su curva muestra una tendencia decreciente mayor. Según la Fig. 7, la cantidad de deposición de incrustaciones después de diluir agua de mar 10 veces (SW#10D) no cambia mucho al aumentar la dilución a 15, 20 y 25 veces. Según esta figura, aumentar la dilución más de 10 veces no es razonable ni rentable a escala de campo en términos de costo e inyectar un gran volumen de agua de inyección diluida en el yacimiento de petróleo. Por lo tanto, el agua de inyección óptima de baja salinidad fue agua de mar diluida 10 veces. Los resultados de laboratorio obtenidos de la prueba de compatibilidad en una proporción de mezcla de 50:50 por ciento de SW/FW muestran que la tasa de formación de incrustaciones minerales más baja ocurrió en agua de mar diluida 10 veces. La Figura 9 muestra la cantidad de deposición de incrustaciones de SW/FW posible y la situación real en medios porosos del yacimiento de petróleo como una proporción de mezcla de 50:50 por ciento de ambas salmueras. De acuerdo con los resultados de la prueba de compatibilidad y la Fig. 8, la composición del agua de mar del Golfo Pérsico diluida 10 veces SW (SW#10D) tiene la mayor solubilidad de sales y la menor cantidad de precipitación a escala mineral con la mezcla de agua de formación. Por lo tanto, la composición del agua de baja salinidad fue la composición óptima del agua inyectada en el depósito. Además, los resultados de las pruebas de compatibilidad fueron consistentes con los resultados de la simulación del software. La cantidad de incrustaciones en la salmuera está relacionada con la salinidad total (TDS) y las concentraciones de iones reactivos12. Antes de la composición SW#10 (OLSW), la proporción de dilución adicional, se reducía la concentración de iones reactivos. Por lo tanto, la actividad iónica y los parámetros del producto de solubilidad se reducen, y el parámetro de salinidad es un factor predominante sobre la concentración de iones reactivos y, finalmente, se reduce la precipitación total a escala de masa. Después de eso, cuanto más se diluyen los tiempos más allá de la composición SW#10 (OLSW), la actividad de los iones reactivos (Ca2+ y HCO3-) aumenta a pesar de la reducción de la salinidad de la salmuera. Esto significa que la cantidad de iones activos prevalece sobre el parámetro de salinidad, lo que provoca un aumento de la actividad de los iones Ca2+ y HCO3- y llega a un aumento más rápido de la reactividad entre los iones aniónicos y catiónicos, y finalmente puede ocurrir una deposición a mayor escala12. Con una salinidad óptima y una composición de salmuera de agua de mar diluida en el tiempo 10 (SW#10D), hubo un estado de equilibrio entre la concentración de iones, el pH, la conductividad eléctrica, la fuerza iónica y la cantidad de solución de dióxido de carbono en el agua. Después de esta condición óptima, debido a la reducción en la actividad de los iones en la formación del complejo, la cantidad de precipitación de incrustaciones disminuyó y las incrustaciones minerales se formaron lentamente o se detuvieron. Por lo tanto, aumentar la dilución sin considerar los iones activos y su actividad no puede garantizar la reducción de la deposición de incrustaciones durante inundaciones de agua de baja salinidad en condiciones de yacimiento. Después de completar las pruebas de compatibilidad, se realizó un análisis SEM-EDX en escamas depositadas en filtros debido a la mezcla de salmuera de formación y diferentes salmueras de inyección para detectar el tipo y la configuración de diferentes escamas. Además, el diagnóstico preciso de especies de escamas y composición elemental se presentó a través de EDX45. La Tabla 7 muestra el análisis EDX del agua de formación. Además, la Fig. 11 muestra los espectros EDX para la salmuera de formación en la Tabla 7. Los análisis EDX de la salmuera de formación que se muestran en la Fig. 11 y la Tabla 7 demuestran que los átomos de Ca, O y C, S han creado pequeñas cantidades de incrustaciones de carbonato de sulfato. y el tipo de cascarilla predominante es la calcita. La Tabla 8 muestra el análisis EDX de la proporción de mezcla del 50 % de agua de mar y agua de formación. Según el análisis EDX, se pueden formar pequeñas cantidades de incrustaciones de sulfato y carbonato y el tipo de incrustación predominante es la calcita (Tabla 8). Los espectros EDX también demostraron la baja cantidad de CaSO4 en la proporción de mezcla del 50% del agua de inyección y FW. La EDX de la mezcla de salmueras se muestra en la Fig. 12 y en la Tabla 8, donde los átomos de Ca, O y C han creado el tipo predominante de incrustaciones de calcita. Sin embargo, cantidades más bajas de átomo de S junto con Ca, C y O en la composición de mezcla indican que se puede formar una pequeña cantidad de sulfato de calcio, que se elimina con el tiempo diluyendo el agua de mar debido a una disminución en la concentración de SO42-. Las Figuras 13A,B muestran una imagen FESEM con un zoom de 5000 veces y los espectros EDX de 50% LSW y agua de formación, respectivamente. Además, el análisis EDX de esta composición demuestra cantidades de incrustaciones de carbonato de calcio (Tabla 9). Los espectros EDX también demostraron la baja cantidad de CaCO3 en la proporción de mezcla del 50% de OLSW (SW#10D) y FW (ver Fig. 13B). Como se puede ver en la Fig. 13B, en una composición de 50% de salmuera inyectada y agua de formación, las selecciones atómicas de átomos de Ca, C y O son mayores, lo que ilustra la deposición a escala de CaCO3. Se pueden deducir los mismos hallazgos de la Fig. 12 para otras muestras. En la Fig. 13 y en la Tabla 9 se muestra que el catión divalente (Ca2+) había creado el tipo predominante de incrustación que es la calcita.

Tendencia de incrustaciones de CaCO3 (Calcita) en las condiciones del yacimiento.

Gráfico contrario de la relación de saturación (SR) para las proporciones de agua de mar diluida versus las proporciones de mezcla.

Precipitación a escala de CaCO3 en condiciones del yacimiento.

La cantidad de precipitación a escala al mezclar el agua de mar diluida con agua de formación (FW: SW # 0, 2, 5, 10, 15, 20 y 25 D).

Contadores de deposición a escala para diferentes proporciones de mezcla y diferentes inyección de salmueras de baja salinidad.

EDX analiza el agua de formación de la Tabla 7.

Análisis EDX de la composición del agua de mar y de la salmuera de formación con una proporción de mezcla del 50% de la Tabla 8.

(A) Imagen FESEM y (B) Análisis EDX de la mezcla de LSW (SW#10D) y salmuera de formación con una proporción de mezcla del 50 %.

La Tabla 2 muestra que la concentración de ion bicarbonato (HCO3-) en el agua de mar es muy pequeña (73 mg/L), mientras que está presente en el agua de formación en grandes cantidades (293 mg/L). Por lo tanto, puede causar muchos problemas debido a la deposición de carbonato de calcio en los sistemas operativos de producción de este yacimiento de petróleo. La Figura 14 muestra la concentración de iones Ca2+ en diferentes aguas de inyección SW y de baja salinidad versus diferentes proporciones de mezcla de SW/FW. La cantidad de concentración de calcio tiene una tendencia a la baja al aumentar la dilución del agua de mar, y casi la cantidad de cambios de tendencia es constante al aumentar las proporciones de mezcla. Además, la tendencia de la concentración de Ca2+ está casi dentro de un rango cercano en diferentes proporciones de mezcla de SW/FW. La cantidad de concentración de iones Ca2+ no cambia al aumentar la dilución de agua de mar diluida 10 veces; por lo tanto, estos resultados corresponden a los hallazgos de laboratorio y de simulación. La cantidad de iones HCO3- disminuyó aumentando las proporciones de mezcla y las salinidades (Fig. 15). Como se puede ver en la Fig. 15, la concentración óptima de iones bicarbonato era agua de mar diluida 10 veces; después de esta salinidad, no se observó ningún cambio en la tendencia de la curva de descenso. En otras palabras, el efecto de la salinidad óptima es un efecto complementario debido a los cambios en los iones calcio y bicarbonato, y la detección de la salinidad óptima puede mejorar mediante cambios en las concentraciones de Mg2+ y HCO3- antes de las concentraciones de Ca2+. Al reducir la concentración de iones de bicarbonato a 10 veces la cantidad inicial en el agua de mar, la cantidad de incrustaciones formadas disminuye (Fig. 15), y después de este LSW óptimo la cantidad de deposición de incrustaciones no cambia más. Por tanto, diluir el agua de mar más de 10 veces no es económicamente adecuado. Debido a la alta densidad de carga, los iones Mg2+ están bien cubiertos a bajas temperaturas por moléculas de agua en comparación con los iones Ca2+. Pero, a altas temperaturas (superiores a 70 °C) debido a la deshidratación, su actividad aumenta. Por lo tanto, la actividad de los iones Ca2+ en la solución se ve eclipsada y reduce la reacción de los iones SO4− con Ca2+. A medida que aumenta la solubilidad del sulfato de calcio, se formarán menos incrustaciones12. Los iones Mg2+ pueden inhibir la tasa de nucleación de la calcita. La concentración de los nuevos núcleos es demasiado diluida para cada interferencia adicional. Los núcleos subsiguientes quedan entonces libres de inhibición de Mg2+ y tienen una tasa de crecimiento normal, reprimiendo la identidad de la reacción72. Se puede esperar que al aumentar la concentración de ion magnesio, disminuya la cantidad de precipitación de carbonato de calcio correspondiente a la tasa de relación de dilución (Fig. 16). Sin embargo, el efecto del ion Mg2+ tiene intensidad en salmueras de baja salinidad. La adición de iones Mg2+ durante la formación de incrustaciones de carbonato de calcio afecta considerablemente la solubilidad aparente de la fase de calcita de magnesio formada. Por lo tanto, los inhibidores de incrustaciones eficaces por parte del ion magnesio pueden deberse a sitios de adsorción activos y a una reducción en la termodinámica de la formación de incrustaciones de calcita de magnesio73.

Variación del ion Ca2+ a diferentes proporciones de mezcla del agua inyectada en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

Variación del ion HCO3− a diferentes proporciones de mezcla del agua de inyección en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

Variación del ion Mg2+ a diferentes proporciones de mezcla del agua de inyección en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

El mecanismo de formación de incrustaciones de carbonato de calcio con incrustaciones de sulfato es diferente. Esta incrustación se forma principalmente en los yacimientos de petróleo debido a las emisiones de CO2 derivadas de los iones de bicarbonato, lo que provoca una disminución repentina de la presión. La cantidad de CO2 en la solución afecta el pH del agua y la solubilidad del CaCO3. A valores de pH bajos, la tasa de deposición de carbonato cálcico es menor y, a la inversa, a valores de pH altos, esta cantidad es mayor47. Cuando se elimina el CO2 de la solución, el pH aumenta y la solubilidad de los carbonatos solubles disminuye, y la mayoría de los bicarbonatos solubles se vuelven insolubles y también en forma de carbonatos insolubles. Por tanto, la solubilidad de los iones bicarbonato a presión ambiente es muy baja. Pero incluso esta pequeña cantidad puede causar deposición de incrustaciones al mezclar agua de mar con agua de formación. Entonces, en la Fig. 18 se observa que al aumentar la velocidad de inyección de agua mezclada con el agua de formación, la cantidad de dióxido de carbono disuelto disminuye. Además, muestra que la tendencia a la baja en la cantidad de dióxido de carbono después de diluirlo 10 veces con agua es casi constante. Los resultados son totalmente compatibles con los resultados de los cambios en los iones de bicarbonato en la Fig. 15. La Figura 17 muestra los cambios de pH con un porcentaje creciente de mezcla de dos salmueras. Por tanto, al aumentar el porcentaje de mezcla de dos salmueras, aumenta el pH. Como se mencionó anteriormente, cuando se libera CO2 de la solución, el pH de la solución aumenta (Fig. 18).

Variación del valor del pH a diferentes proporciones de mezcla del agua de inyección en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

Variación de la concentración de CO2 a diferentes proporciones de mezcla del agua de inyección en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

La fuerza iónica (IS) de una solución depende de la concentración de iones de una solución acuosa. Por lo tanto, la fuerza iónica de la solución se considera función de la concentración de iones totales reconocidos en la solución. El IS de una solución acuosa se puede definir de la siguiente manera74:

Ci representa la concentración del ion i (M = mol/L); Zi denota el número de carga de los iones y todos los iones de la solución están representados por la suma74. El producto de solubilidad (Ksp) también se expresa en concentraciones de molalidad (m) y depende tanto de la temperatura como de IS36. La solubilidad del CaCO3 está altamente influenciada por la concentración de otros iones observados en el sistema como Mg2+72. El valor de solubilidad del CaSO4 es mayor que el del SrSO4, que a su vez es casi un orden y medio mayor que el del BaSO475. Las variaciones de IS en diferentes proporciones de mezcla de salmuera de inyección de niveles de agua de mar diluida con salmuera de formación se muestran en la Fig. 19; Al aumentar los tiempos de dilución del agua de mar y disminuir la salinidad del SO, el IS disminuyó en diferentes proporciones de mezcla. Después de diluir 10 veces agua de mar, la cantidad de IS no ha cambiado y es casi constante. Además, según las Figs. 6, 7, 9 y 19, el ST del carbonato de calcio estuvo altamente influenciado tanto por la concentración de otros iones observados en el sistema como por la fuerza iónica. Luego, como se mostró anteriormente, después de diluir 10 veces agua de mar, la cantidad de concentración de iones de actividad en diferentes proporciones de mezcla de SW/FW fue casi constante. Por lo tanto, se espera que el IS para otras aguas de baja salinidad, como el agua de mar diluida 15, 20 y 25 veces, no tenga cambios. Una forma sencilla de determinar la concentración de minerales suspendidos en el agua es medir la CE. El agua destilada o pura casi no es conductora de electricidad. Sin embargo, si hay sales en el agua, el agua puede ser conductora de electricidad. Por tanto, a mayor cantidad de sales disueltas en agua, mayor EC; en otras palabras, su resistencia eléctrica disminuye. La conductividad del agua indica la capacidad de la corriente de electrificación para atravesar las soluciones acuosas. La corriente eléctrica en soluciones está guiada por el movimiento de los iones, y cuanto mayor es el número de iones (cuanto mayor es la concentración de sales solubles), mayor es la movilidad iónica y mayor es la CE. Dado que la CE está directamente relacionada con el TDS y las sales solubles en agua, al medirla, la cantidad de partículas sólidas solubles y, por lo tanto, las deposiciones de estas en la solución se pueden medir reduciendo la CE de la solución76. La cantidad de conductividad de la solución muestra un método adecuado para evaluar la deposición de incrustaciones durante la mezcla de aguas de baja salinidad como la mezcla de agua de inyección con agua de formación en diferentes proporciones13. Los resultados de los valores de conductividad en la Fig. 20 muestran una tendencia decreciente para todas las salmueras con una proporción de mezcla creciente de SW/FW. Además, se obtuvieron resultados similares de tendencia de incrustaciones y deposición de incrustaciones en las Figs. 6, 7 y 8. La tendencia de concentración de los iones activos para la formación de incrustaciones de CaCO3 en diferentes proporciones de mezcla estuvo de acuerdo con los resultados obtenidos de las mediciones de conductividad de salmuera de baja salinidad. Los hallazgos muestran una composición óptima del agua de mar diluida, incluida una deposición a escala mínima. La reducción de la salinidad del agua de mar y el aumento del tiempo de dilución del agua de mar no son adecuados ni practicables desde el punto de vista económico y operativo con composiciones más altas de OLSW. En consecuencia, aumentar el tiempo de dilución del agua de mar sin examinar los iones activos y sus actividades no puede garantizar una disminución de la deposición de incrustaciones en las inundaciones de agua de baja salinidad.

Variación de la fuerza iónica en diferentes proporciones de mezcla de inyección de agua en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

Variación de la conductividad a diferentes proporciones de mezcla de inyección de agua en el nivel del agua de mar diluida con la salmuera de formación.

La humectabilidad de la roca yacimiento tiene un efecto importante en la recuperación de petróleo debido al impacto en la permeabilidad de los líquidos, la interacción entre las gotas de petróleo y la superficie de la roca y la adherencia de las gotas de petróleo a la superficie de la roca77. Como se mencionó anteriormente, la alteración de la mojabilidad fue uno de los principales mecanismos para mejorar la producción de petróleo mediante LSW y la inundación inteligente de agua78,79. La microscopía electrónica de barrido por emisión de campo (FESEM) se puede utilizar como método para la modificación de superficies y la alteración de la humectabilidad de superficies de carbonatos y areniscas de mojadas por aceite a mojadas por agua60,80,81,82. Utilizando el FESEM se evaluó la calidad del cambio de la humectabilidad de la superficie de arenisca de mojada por agua a mojada por aceite, el recubrimiento y la adsorción de la superficie con agua óptima de baja salinidad (SW#10D) con deposición de escala mínima. La Figura 21 ilustra las imágenes FESEM de roca arenisca superficial antes y después de los tratamientos con agua de baja salinidad. La Figura 21A, B muestra la superficie de la placa de arenisca antes del envejecimiento (mojada por agua) y después del envejecimiento (mojada por aceite), respectivamente. Las siguientes figuras muestran que la arenisca contiene partículas sobre una superficie lisa (borde cristalino esperado). Luego, las muestras se envejecieron con ácido graso (ácido esteárico) y n-heptano; la superficie lisa se cubrió con una fina capa de aceite y su morfología se modificó significativamente (Fig. 21B). La superficie de arenisca tenía una colina gibosa sin ningún borde liso debido a la adsorción de petróleo crudo en su superficie. La humectabilidad de la superficie de la placa de arenisca podría cambiar de mojada por agua a mojada por petróleo. La superficie de arenisca se envejeció en agua óptima de baja salinidad (SW#10D) durante 24 h. La Figura 21C muestra las imágenes FESEM de la superficie de la roca arenisca después del envejecimiento. Cabe señalar que en un medio poroso mojado por petróleo, el impacto del agua de formación sobre la alteración de la mojabilidad es menos efectivo83. Las imágenes de FESEM muestran lanza de pozo de agua de baja salinidad y adsorción sobre superficies de cuarzo. Mecánicamente, la composición del agua de baja salinidad cargada negativamente puede alterar aún más la carga superficial de la superficie del cuarzo (Fig. 21). De acuerdo con los resultados de la Fig. 21 y Zp de la Fig. 24, se puede concluir que el agua óptima de baja salinidad con incrustaciones mínimas altera la superficie de la roca hacia una carga negativa. Como resultado, podría modificar efectivamente la humectabilidad de la superficie de arenisca para mojarla con agua. Además, para estudiar el efecto de la interacción roca-OLSW en la recuperación final de petróleo, se debe examinar la tendencia y la cantidad del cambio de mojabilidad. Por lo tanto, se llevó a cabo una prueba de ángulo de contacto en agua óptima de baja salinidad (SW#10D) con respecto al tiempo. La Figura 22 muestra el ángulo de contacto del sistema óptimo de agua de baja salinidad (SW#10D)/petróleo crudo/roca arenisca con el tiempo, durante 5 días para alcanzar el equilibrio. Las mediciones del ángulo de contacto mostraron que el ángulo de contacto en presencia de OLSW se redujo a 50,13° después de 5 días. Por lo tanto, los resultados del ángulo de contacto muestran la alteración de la humectabilidad hacia la humedad del agua a lo largo del tiempo. Como resultado, los hallazgos de FESEM y del ángulo de contacto confirmaron los resultados de Zp, lo que significa que OLSW pudo hacer que la superficie de la arenisca fuera más negativa al diluir el agua de mar y la humectabilidad cambió de mojada por petróleo a mojada por agua.

Imágenes FESEM de (A) una roca de arenisca limpia (mojada con agua), (B) una roca de arenisca envejecida en composición de ácido esteárico y n-heptano, y (C) una roca de arenisca humedecida con aceite envejecida en SW#10D óptimo.

Variación del ángulo de contacto del agua óptima de baja salinidad (SW#10D)/aceite/roca arenisca con respecto al tiempo.

El impacto de LSW se atribuye al cambio en la humectabilidad, que se debe principalmente a la expansión de la doble capa eléctrica (EDL)84. Se crea un campo eléctrico que adsorbe iones con carga diferente debido a que la superficie cargada está en contacto con LSW; los iones ordenados crean una capa difusa de carga más allá de la superficie cargada (capa severa). Por tanto, la EDL generada por la capa difusa y la capa de popa85. La Figura 23 muestra un diagrama esquemático del EDL en el sistema de salmuera/arenisca. Por lo tanto, cuando la salinidad se reduce, se crea una película de agua más espesa que provoca la expansión del EDL por la salmuera LSW y, como resultado, prepara una mejor posibilidad para la eficiencia del barrido de petróleo84. Una forma fácil y rápida de investigar los cambios de carga superficial en las interfaces OLSW/roca y OLSW/petróleo y la expansión de la EDL es midiendo los valores de Zp86. El valor Zp es una medida del potencial eléctrico en la capa difusa del EDL87. Los valores de Zp se utilizaron para examinar los cambios de carga superficial de polvos de roca envejecida separados por varias salmueras, incluida agua de mar, diferentes composiciones de LSW y OLSW (SW#10D) (ver Fig. 24). Como resultado, las mediciones de Zp se realizaron en suspensiones de salmuera/polvo de roca envejecida y de aceite/salmuera para ilustrar los impactos de la dilución, la composición iónica y la salinidad en la EDL. La Figura 24 muestra los valores de Zp de los polvos de roca arenisca envejecida dispersos en salmueras. Los valores de Zp fueron el promedio de tres mediciones de la muestra. Los iones determinantes potenciales, incluidos Ca2+, Mg2+ y SO42-, pueden influir de manera importante en las interacciones en la interfaz LSW/roca que afectan directamente la EDL en los yacimientos de petróleo68. Estos iones están adheridos a la superficie de la roca y cambian la carga de la interfaz roca-salmuera86. Por lo tanto, la composición OLSW causó una carga superficial más negativa debido a la adsorción de iones en la superficie de la roca. Las superficies cargadas negativamente pueden describirse mediante la adsorción de iones Ca2+, Mg2+ y SO42− en la superficie de la roca, y los complejos CaSO4− y MgSO4− pueden crearse en la superficie de arenisca68. Las cargas superficiales negativas en las interfaces OLSW/roca y OLSW/petróleo pueden producir repulsión electrostática entre las interfaces y donar una presión de separación positiva adicional88. Por otro lado, la superficie de arenisca tiene algunos sitios activos para que iones potenciales determinantes se unan y alteren la carga en la interfaz roca-salmuera. Por lo tanto, al cambiar la salinidad de la salmuera, la competencia de los iones por los sitios de unión y su reacción con los iones OH- y H+ en solución varían, lo que resulta en diferentes valores de potencial zeta y también la carga de la superficie de la roca puede cambiar89. Como el OLSW tenía una salinidad y composición iónica óptimas, los valores de carga superficial se alteraron negativamente. Como resultado, al reducir la salinidad de la salmuera y la fuerza iónica (FW > SW > SW#10D), el potencial zeta presenta valores más negativos (Fig. 24)87. Además, en una solución con mayor salinidad o menor conductividad, la EDL evoluciona más delgada. Por lo tanto, los iones se acumulan en el EDL e impiden la liberación de iones determinantes potenciales39. Cuando OLSW se utiliza como agua de inyección debido a cambios en las interfaces OLSW/roca y OLSW/petróleo, lo que disminuye la fuerza de adhesión y las fuerzas de atracción (o aumento de las fuerzas de repulsión) entre la superficie del petróleo y la roca y aumenta la expansión de EDL, lo que resulta en la mojabilidad de la roca superficial cambia en condiciones de humedad84,90. Como resultado, la dilución y la composición de la salmuera óptimas producirán la expansión del EDL, lo que significa una modificación en la composición de la salmuera iónica. Los hallazgos concuerdan con la medición del ángulo de contacto y los hallazgos de FESEM.

Diagrama esquemático de EDL en sistema de arenisca/salmuera84.

Valores Zp de polvos de roca arenisca envejecida esparcidos en diferentes salmueras.

Los principales resultados de este estudio experimental se resumen a continuación:

La escala de cantidad mínima se puede formar en una salinidad y dilución óptimas y composición de LSW (SW#10D). Después de esta cantidad óptima, la concentración de iones, la conductividad eléctrica, la fuerza iónica, el pH y la cantidad de precipitación de incrustaciones no cambian significativamente y son casi constantes. Como resultado, aumentar el tiempo de dilución a un SW#10 óptimo más alto no es útil desde el punto de vista económico y operativo.

Se observó una relación directa entre la reducción de la salinidad, la fuerza iónica, la conductividad eléctrica, las concentraciones efectivas de iones (Ca2+, Mg2+ y HCO3−) y las variaciones de carga superficial. Los resultados mostraron que en una salinidad y dilución óptimas (SW#10D) y después de esta cantidad óptima, los valores de estos parámetros no cambiaron significativamente.

Los resultados de la simulación y las pruebas experimentales (FESEM-EDX y prueba de compatibilidad) confirmaron que la escala de CaCO3 era la escala principal al mezclar agua de inyección con agua de formación en diferentes proporciones. Además, la escala CaCO3 esencialmente mostró un valor constante en aguas de baja salinidad porque se volvió cada vez más dependiente de las condiciones termodinámicas cuando la temperatura y la presión eran constantes en diferentes condiciones experimentales.

En la composición óptima de LSW (10DSW), la mojabilidad de la roca cambió de condiciones mojadas por petróleo a mojadas por agua debido a un aumento en la relación de dilución y una reducción en la salinidad del agua inyectada. En consecuencia, SW#10D se caracteriza tanto por el potencial de control de la deposición de incrustaciones como por una mayor capacidad de alteración de la humectabilidad al mismo tiempo.

Los conjuntos de datos utilizados y/o analizados durante el estudio actual están disponibles del autor correspondiente previa solicitud razonable.

Singh Sidhu, H., Siddhamshetty, P. & Kwon, JS Control basado en programación dinámica aproximada de la concentración de apuntalante en fracturación hidráulica. Matemáticas 6, 132 (2018).

Artículo MATEMÁTICAS Google Scholar

Sen, D., Chen, H., Datta-Gupta, A., Kwon, J. y Mishra, S. Optimización de tasas basada en aprendizaje automático en condiciones de incertidumbre geológica. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 207, 109116 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Abbasi, S. y Khamehchi, E. Investigación de la disminución de la permeabilidad debido al mecanismo acoplado de precipitación/disolución en rocas carbonatadas durante la inyección conjunta de agua de baja salinidad. Representante de Energía 7, 125-135 (2021).

Artículo de Google Scholar

Alameri, W., Teklu, TW, Graves, RM, Kazemi, H. y AlSumaiti, AM En la conferencia y exposición de petróleo y gas de SPE Asia Pacífico. (UnoPetro).

Farhadi, H., Fatemi, M. & Ayatollahi, S. Investigación experimental sobre las interacciones dominantes fluido-fluido y roca-fluido durante inundaciones de agua de baja salinidad en calcitas mojadas por agua y petróleo. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 204, 108697 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Ali, JA, Kolo, K., Manshad, AK, Stephen, K. y Keshavarz, A. Modificación del rendimiento del agua LoSal para reducir la tensión interfacial utilizando un nanocompuesto verde de ZnO/SiO 2 recubierto con xantano. Aplica. Nanociencia. 9, 397–409 (2019).

Artículo ADS CAS Google Scholar

Rafiei, A. & Khamehchi, E. Diseño de composición de agua inteligente basada en la minimización de incrustaciones y su efecto sobre la alteración de la humectabilidad en presencia de nanopartículas e incrustaciones minerales. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 196, 107832 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Fasano, M. et al. Desalinización por ósmosis inversa en aguas profundas para una recuperación mejorada de petróleo de baja salinidad y con eficiencia energética. Aplica. Energía 304, 117661 (2021).

Artículo de Google Scholar

Nasralla, RA, Alotaibi, MB y Nasr-El-Din, HA En la reunión de la región occidental de América del Norte de la SPE. (UnoPetro).

Wang, G., Chen, X., Liu, S., Wong, C. y Chu, S. Camaleón mecánico mediante sintonización plasmónica dinámica en tiempo real. ACS Nano 10, 1788-1794 (2016).

Artículo CAS PubMed Google Scholar

Mahani, H. y col. Información sobre el mecanismo de alteración de la mojabilidad por inundaciones de baja salinidad (LSF) en carbonatos. Combustibles energéticos 29, 1352-1367 (2015).

Artículo CAS Google Scholar

Ghasemian, J., Riahi, S., Ayatollahi, S. y Mokhtari, R. Efecto de la salinidad y el tipo de ion en el daño de la formación debido a la deposición de incrustaciones inorgánicas y la introducción de una salinidad óptima. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 177, 270–281 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Safari, M., Rahimi, A., Lah, RM, Gholami, R. y Khur, WS Mantenimiento de iones de sulfato durante inundaciones de agua inteligentes mediante inhibidores de incrustaciones basados ​​en nanopartículas. J. Mol. Licuado. 310, 113250 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Nowrouzi, I., Manshad, AK y Mohammadi, AH Efectos de los compuestos iónicos binarios disueltos y diferentes densidades de salmuera sobre la tensión interfacial (IFT), la alteración de la humectabilidad y el ángulo de contacto en procesos inteligentes de inyección de agua y agua carbonatada en yacimientos de petróleo carbonatado. J. Mol. Licuado. 254, 83–92 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Erke, S. y col. Conferencia de recuperación mejorada de petróleo de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Afekare, DA y Radonjic, M. Desde superficies minerales y experimentos de inundación central hasta implementaciones de embalses: revisión integral de inundaciones con agua de baja salinidad (LSWF). Combustibles energéticos 31, 13043–13062 (2017).

Artículo CAS Google Scholar

Ngo, I., Sasaki, K., Ma, L., Nguele, R. y Sugai, Y. Mejora de la desorción de tensioactivos mediante agua con baja salinidad después del lavado durante la recuperación mejorada de petróleo. Ciencia del gas y petróleo. Tecnología. Revue d'IFP Energies nouvelles 76, 68 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Bijani, M., Khamehchi, E. y Shabani, M. Investigación experimental integral de los parámetros efectivos sobre la estabilidad de las nanopartículas de sílice durante inundaciones de agua de baja salinidad con deposición a escala mínima en depósitos de arenisca. Ciencia. Rep. 12, 16472 (2022).

Artículo ADS CAS PubMed PubMed Central Google Scholar

Nowrouzi, I., Manshad, AK y Mohammadi, AH Efectos de la goma tragacanto como tensioactivo polimérico natural e iones solubles en la inyección química inteligente de agua en yacimientos de petróleo. J. Mol. Estructura. 1200, 127078 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Abu-Al-Saud, M., Al-Ghamdi, A., Ayirala, S. y Al-Otaibi, M. En Web de conferencias E3S. 02003 (Ciencias EDP).

Kataya, A., Khamehchi, E. y Bijani, M. El impacto de la salinidad, la alcalinidad y la concentración de nanopartículas en el potencial zeta de los minerales de arena y su implicación en la producción de arena. Geociencia energética 3, 314–322 (2022).

Artículo de Google Scholar

Alotaibi, MB, Azmy, R. & Nasr-El-Din, HA En el Simposio de recuperación mejorada de petróleo de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Yousef, AA, Al-Saleh, S. y Al-Jawfi, MS En la feria y conferencia de petróleo y gas de Oriente Medio de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Yousef, AA, Al-Salehsalah, SH y Al-Jawfi, MS En la conferencia y exposición anual de SPE EUROPEC/EAGE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Aghaeifar, Z., Strand, S., Puntervold, T., Austad, T. & Sajjad, FM Estrategias inteligentes de inyección de agua para EOR optimizado en un yacimiento de petróleo marino de alta temperatura. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 165, 743–751 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Fathi, SJ, Austad, T. & Strand, S. “Agua inteligente” como modificador de la humectabilidad en tiza: el efecto de la salinidad y la composición iónica. Combustibles energéticos 24, 2514–2519 (2010).

Artículo CAS Google Scholar

Wu, Y.-S. & Bai, B. En Simposio de simulación de yacimientos de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Al Shalabi, EW, Sepehrnoori, K. & Delshad, M. Mecanismos detrás de la inyección de agua de baja salinidad en yacimientos carbonatados. Combustible 121, 11-19 (2014).

Artículo de Google Scholar

Korrani, AKN Modelado mecanicista de inyección de agua de baja salinidad (Universidad de Texas, 2014).

Khormali, A., Petrakov, DG, Lamidi, A.-LB y Rastegar, R. En la Conferencia y exposición europea sobre daños de formación de la SPE (OnePetro).

Cao, K., Siddhamshetty, P., Ahn, Y., El-Halwagi, MM y Kwon, JS-I. Evaluación de la variabilidad espaciotemporal de los índices de recuperación de agua de los pozos de gas de esquisto y sus efectos en el desarrollo del gas de esquisto. J. Limpio. Pinchar. 276, 123171 (2020).

Artículo de Google Scholar

García-Olvera, G. & Alvarado, V. En Conferencia de Recuperación Mejorada de Petróleo de la SPE (OnePetro).

Abbasi, S. & Khamehchi, E. Investigación experimental de mecanismos competitivos de precipitación y disolución debido al agua de mar y la inyección de agua de baja salinidad en yacimientos carbonatados. J. Mol. Licuado. 324, 114767 (2020).

Artículo de Google Scholar

Olajire, AA Una revisión de la tecnología de gestión a escala de yacimientos petrolíferos para la producción de petróleo y gas. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 135, 723–737 (2015).

Artículo CAS Google Scholar

Khormali, A., Petrakov, DG y Farmanzade, AR Predicción e inhibición de la formación de sales inorgánicas en condiciones estáticas y dinámicas: efecto de la presión, la temperatura y la proporción de mezcla. En t. J. Tecnología. 7, 943–951 (2016).

Artículo de Google Scholar

Bijani, M. & Khamehchi, E. Optimización y tratamiento de aguas residuales de la unidad de desalinización de petróleo crudo y predicción de la formación de incrustaciones. Reinar. Ciencia. Contaminación. Res. 26, 25621–25640 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Kumar, S., Naiya, TK y Kumar, T. Desarrollos en el manejo a escala de yacimientos petrolíferos hacia la tecnología verde: una revisión. J. mascota. Ciencia. Ing. 169, 428–444 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Khormali, A., Bahlakeh, G., Struchkov, I. y Kazemzadeh, Y. Aumento del rendimiento de inhibición de la precipitación simultánea de incrustaciones de sulfato de calcio y estroncio utilizando un nuevo inhibidor: aplicación de laboratorio y de campo. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 202, 108589 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Abbasi, P., Abbasi, S. y Moghadasi, J. Investigación experimental de precipitación de sales mixtas durante la inyección inteligente de agua en la formación de carbonato. J. Mol. Licuado. 299, 112131 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Abbasi, S. & Khamehchi, E. Investigación experimental de mecanismos competitivos de precipitación y disolución debido al agua de mar y la inyección de agua de baja salinidad en yacimientos carbonatados. J. Mol. Licuado. 324, 114767 (2021).

Artículo CAS Google Scholar

Ezzati, S. & Khamehchi, E. Prueba de compatibilidad y estabilidad de nanopartículas: comparación entre agua blanda inteligente y agua dura inteligente. Prod. SPE. Ópera. (2020).

Moghadasi, R., Rostami, A., Tatar, A. y Hemmati-Sarapardeh, A. Un estudio experimental de la aplicación de nanosílice para reducir las incrustaciones de sulfato de calcio a altas temperaturas durante la inyección de agua con alta y baja salinidad. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 179, 7-18 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Cuento, F. et al. Estudio experimental y de simulación de interacciones de salmueras de baja salinidad con rocas carbonatadas. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 184, 106497 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Abbasi, S. & Khamehchi, E. Efectos de los mecanismos de precipitación/disolución y movimiento de precipitantes sobre las variaciones de inyectividad durante la reinyección de agua producida diluida en una investigación experimental de yacimientos en capas. Fuentes de energía Parte A Utilidad de recuperación. Reinar. Ef. 1–19 (2021).

Abbasi, P., Madani, M., Abbasi, S. y Moghadasi, J. Precipitación de sal mixta y evaporación de agua durante la inyección inteligente de CO2 como alternativa de agua en reservorios de carbonato. J. mascota. Ciencia. Ing. 208, 109258 (2021).

Artículo de Google Scholar

MacAdam, J. & Parsons, SA Formación y control de incrustaciones de carbonato de calcio. Re/Vistas Entorno. Ciencia. Bio/Tecnología. 3, 159-169 (2004).

Artículo CAS Google Scholar

Moghadasi, J., Jamialahmadi, M., Müller-Steinhagen, H. & Sharif, A. En Simposio y exposición internacional de la SPE sobre control de daños en formaciones (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Rocha, A., Frydman, M., Da Fontoura, S., Rosario, F. & Bezerra, M. En Simposio Internacional sobre Escala de Yacimientos Petrolíferos (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Negahdari, Z., Khandoozi, S., Ghaedi, M. & Malayeri, MR Optimización de la composición del agua de inyección durante inundaciones con agua de baja salinidad en rocas carbonatadas: un estudio de simulación numérica. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 209, 109847 (2022).

Artículo CAS Google Scholar

He, S., Kan, A., Tomson, M. & Oddo, J. En Conferencia y exposición técnica anual de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo).

Doubra, P., Kamran-Pirzaman, A., Mohammadi, AH y Hassanalizadeh, R. Modelado termodinámico de la deposición de incrustaciones (calcita, barita, anhidrita y yeso) a partir de salmuera. J. Mol. Licuado. 230, 96-103 (2017).

Artículo CAS Google Scholar

Bijani, M., Behbahani, RM y Moghadasi, J. Predicción de la formación de incrustaciones en el pozo de eliminación de aguas residuales de la unidad desalinizadora Rag-e-Safid no. 1. Desalación. Tratamiento de agua. 65, 117-124 (2017).

Oddo, J. & Tomson, M. Por qué se forman incrustaciones en el campo petrolero y métodos para predecirlas. Prod. SPE. Fácil. 9, 47–54 (1994).

Artículo CAS Google Scholar

Bellarby, J. Diseño de terminación de pozos. vol. 56 (Elsevier, 2009).

Ferguson, RJ En Conferencia Internacional del Agua. 77 (PESES).

Hendraningrat, L. & Torsæter, O. Nanopartículas a base de óxidos metálicos: revelando su potencial para mejorar la recuperación de petróleo en diferentes sistemas de humectabilidad. Aplica. Nanociencia. 5, 181-199 (2015).

Artículo ADS CAS Google Scholar

Hansen, G., Hamouda, A. y Denoyel, R. El efecto de la presión sobre los ángulos de contacto y la humectabilidad en el sistema mica/agua/n-decano y el sistema calcita + ácido esteárico/agua/n-decano. Surf de coloides. A 172, 7-16 (2000).

Artículo CAS Google Scholar

Gomari, KR & Hamouda, A. Efecto de los ácidos grasos, la composición del agua y el pH sobre la alteración de la humectabilidad de la superficie de la calcita. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 50, 140-150 (2006).

Artículo de Google Scholar

Gomari, KR, Denoyel, R. & Hamouda, A. Humectabilidad de calcita y mica modificada por diferentes ácidos grasos de cadena larga (ácidos C18). J. Ciencia de la interfaz coloidal. 297, 470–479 (2006).

ADS del artículo Google Scholar

Bahri, A. & Khamehchi, E. Investigación del efecto de la humectabilidad en la producción de arena en presencia de agua inteligente y nanofluidos inteligentes: un estudio experimental. Biointerfaz Res. Aplica. Química. 10, 6652–6668 (2021).

Google Académico

Montazeri, M. y col. Una investigación experimental de la alteración de la mojabilidad del agua inteligente en rocas carbonatadas: recuperación de petróleo y efectos de la temperatura. Fuentes de energía Parte A Utilidad de recuperación. Reinar. Ef. 1-13 (2020).

Jarrahian, K., Vafie-Sefti, M., Ayatollahi, S., Moghadam, F. & Moghadam, AM En Simposio internacional de la Sociedad de Analistas Centrales. 4–7.

Bijani, M., Khamehchi, E. y Shabani, M. Investigación experimental integral de los parámetros efectivos sobre la estabilidad de las nanopartículas de sílice durante inundaciones de agua de baja salinidad con deposición a escala mínima en depósitos de arenisca. Ciencia. Rep. 12, 1-19 (2022).

Artículo de Google Scholar

Hosseini-Kaldozakh, SA, Khamehchi, E., Dabir, B., Alizadeh, A. y Mansouri, Z. Efecto de la humectabilidad de las rocas sobre la invasión del gas coloidal Aphron cerca de la región del pozo. J. Petróleo. Ciencia. Ing. Rev.189, 106766 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Bassioni, G. & Taha Taqvi, S. Estudios de humectabilidad utilizando mediciones de potencial zeta. J. química. 2015, 1–6 (2015).

Artículo de Google Scholar

Shaw, R. Entrenamiento dinámico de dispersión de luz (Malvern Instruments Ltd, 2014).

Derkani, MH y cols. Mecanismos de modificación de la carga superficial de carbonatos en soluciones acuosas de electrolitos. Interfaces de coloides 3, 62 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Mehraban, MF, Ayatollahi, S. & Sharifi, M. Papel de los iones divalentes, la temperatura y el petróleo crudo durante la inyección de agua en yacimientos de petróleo de carbonato dolomítico. Ciencia del gas y petróleo. Tecnología. Revue d'IFP Energies nouvelles 74, 36 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Dembek, M., Bocian, S. y Buszewski, B. Influencia del disolvente en el potencial zeta de la fase estacionaria: interfaz de fase móvil. Moléculas 27, 968 (2022).

Artículo CAS PubMed PubMed Central Google Scholar

Jarrahian, K., Seiedi, O., Sheykhan, M., Sefti, MV y Ayatollahi, S. Alteración de la mojabilidad de rocas carbonatadas por tensioactivos: un estudio mecanicista. Surf de coloides. A 410, 1-10 (2012).

Artículo CAS Google Scholar

ACEITE. OLI ScaleChem., ScaleChem. http://wiki.olisystems.com/wiki/OLI_Studio (2016).

Bischoff, JL Cinética de la nucleación de calcita: inhibición de iones de magnesio y catálisis de fuerza iónica. J. Geophys. Res. 73, 3315–3322 (1968).

Artículo ADS CAS Google Scholar

Nancollas, G. & Sawada, K. Formación de escamas de polimorfos de carbonato de calcio: la influencia del ion magnesio y los inhibidores. J. Gasolina. Tecnología. 34, 645–652 (1982).

Artículo CAS Google Scholar

Sheng, JJ Recuperación mejorada de petróleo con productos químicos modernos: teoría y práctica (Gulf Professional Publishing, 2010).

Baraka-Lokmane, S. & Hurtevent, C. En la Conferencia y Exposición Internacional del Petróleo de Abu Dhabi (OnePetro).

Duncan, D., Walker, M. y Harvey, F. Monitoreo y pruebas regulatorias: muestreo de agua y aguas residuales (Autoridad de Protección Ambiental, 2007).

Yu, H. y col. Mejora de la humectabilidad de areniscas artificiales hidrófobas mediante el uso de chorro de plasma de microondas pulsado. Ciencia de la interfaz coloidal. Comunitario. 36, 100266 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Sharma, VK, Singh, A. y Tiwari, P. Un estudio experimental de la dinámica del flujo a escala de poros y la recuperación de petróleo pesado utilizando agua baja en sal e inundación química. Combustible 334, 126756 (2023).

Artículo de Google Scholar

Bijani, M., Khamehchi, E. & Ezzati, S. Nanopartículas de sílice y efecto del pH en el mecanismo de producción de arena debido al ablandamiento inteligente del agua. Letón. Aplica. NanoBioCiencias. 9, 1294-1306 (2020).

Artículo de Google Scholar

Aghajanzadeh, MR, Ahmadi, P., Sharifi, M. & Riazi, M. Alteración de la humectabilidad de un yacimiento de carbonato húmedo con petróleo utilizando nanofluidos a base de sílice: un enfoque experimental.

Yang, J. y col. Alteración de la mojabilidad durante la inundación con agua de baja salinidad y la relevancia de los iones divalentes en este proceso. Combustibles energéticos 30, 72–79 (2016).

Artículo CAS Google Scholar

Dehghan Monfared, A., Ghazanfari, MH, Jamialahmadi, M. y Helalizadeh, A. Aplicación potencial de nanopartículas de sílice para la alteración de la humectabilidad de la calcita húmeda con aceite: un estudio mecanicista. Combustibles energéticos. 30, 3947–3961 (2016).

Abedi, B., Castaño, EPM, Heidaryan, E. & Shadloo, MS Visualización a escala de poros en inundación de polímeros: aplicación del método de análisis de imágenes basado en descomposición de valores singulares. J. Medios porosos 23 (2020).

Nasralla, RA y Nasr-El-Din, HA Expansión de doble capa: ¿Es un mecanismo principal para mejorar la recuperación de petróleo mediante inundación con agua de baja salinidad? Evaluación del yacimiento SPE. Ing. 17, 49–59 (2014).

Artículo CAS Google Scholar

Farhadi, H., Ayatollahi, S. y Fatemi, M. Impacto de la morfología de las rocas en los mecanismos dominantes de recuperación mejorada de petróleo mediante inundaciones de agua de baja salinidad en rocas carbonatadas. Combustible 324, 124769 (2022).

Artículo CAS Google Scholar

Mahani, H. y col. Información sobre el impacto de la temperatura en la alteración de la mojabilidad por la baja salinidad en rocas carbonatadas. Combustibles energéticos 31, 7839–7853 (2017).

Artículo CAS Google Scholar

Jackson, MD, Al-Mahrouqi, D. y Vinogradov, J. Potencial Zeta en sistemas de petróleo, agua y carbonato y su impacto en la recuperación de petróleo durante inundaciones controladas de agua con salinidad. Ciencia. Representante 6, 1-13 (2016).

Artículo de Google Scholar

Ebrahim, T., Mohsen, VS, Mahdi, SM, Esmaeel, KT & Saeb, A. Rendimiento de la inundación con agua de baja salinidad para una recuperación mejorada de petróleo mejorada por SiO (2019).

Fazelnasab, M., Akhlaghi Amiri, HA, Jalali, P. & Daliri, A. En el 11º Congreso y Exposición Internacional de Ingeniería Química (IChEC, 2020).

Mahani, H., Keya, AL, Berg, S. y Nasralla, R. Electrocinética de la interfaz carbonato/salmuera en inundaciones con agua de baja salinidad: efecto de la salinidad, la composición, el tipo de roca y el pH de la salmuera sobre el potencial y la superficie. modelo de complejación. SPE J. 22, 53–68 (2017).

Artículo CAS Google Scholar

Descargar referencias

Departamento de Ingeniería del Petróleo, Universidad Tecnológica de Amirkabir (Politécnico de Teherán), Teherán, Irán

Masoud Bijani y Ehsan Khamechi

Asesor técnico regional en el embalse STRATUM, Medio Oriente, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Mehdi Shabani

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

MB: Doctorado en Ingeniería Petrolera, conceptualización, metodología, pruebas de laboratorio, análisis y visualización de datos, redacción del borrador original del manuscrito. EK: Profesor, Departamento de Ingeniería del Petróleo, supervisión, revisión y edición del manuscrito. MS: Asesor técnico regional en STRATUM Reservoir, Medio Oriente, Emiratos Árabes Unidos, revisando y editando el borrador original del manuscrito.

Correspondencia a Ehsan Khamehchi.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

Springer Nature se mantiene neutral con respecto a reclamos jurisdiccionales en mapas publicados y afiliaciones institucionales.

Acceso Abierto Este artículo está bajo una Licencia Internacional Creative Commons Attribution 4.0, que permite el uso, compartir, adaptación, distribución y reproducción en cualquier medio o formato, siempre y cuando se dé el crédito apropiado a los autores originales y a la fuente. proporcione un enlace a la licencia Creative Commons e indique si se realizaron cambios. Las imágenes u otro material de terceros en este artículo están incluidos en la licencia Creative Commons del artículo, a menos que se indique lo contrario en una línea de crédito al material. Si el material no está incluido en la licencia Creative Commons del artículo y su uso previsto no está permitido por la normativa legal o excede el uso permitido, deberá obtener permiso directamente del titular de los derechos de autor. Para ver una copia de esta licencia, visite http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Reimpresiones y permisos

Bijani, M., Khamehchi, E. y Shabani, M. Optimización de la salinidad y composición del agua inyectada de baja salinidad en depósitos de arenisca con deposición a escala mínima. Informe científico 13, 12991 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-40067-y

Descargar cita

Recibido: 05 de enero de 2023

Aceptado: 03 de agosto de 2023

Publicado: 10 de agosto de 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-40067-y

Cualquier persona con la que comparta el siguiente enlace podrá leer este contenido:

Lo sentimos, actualmente no hay un enlace para compartir disponible para este artículo.

Proporcionado por la iniciativa de intercambio de contenidos Springer Nature SharedIt

Al enviar un comentario, acepta cumplir con nuestros Términos y pautas de la comunidad. Si encuentra algo abusivo o que no cumple con nuestros términos o pautas, márquelo como inapropiado.