Resumen de Effect of ionic strength in low salinity water injection processes

Gustavo Maya Toro, Luisana Cardona Rojas, Mayra Fernanda Rueda Pelayo, Farid Cortés Correa

• español

  La inyección de agua de baja salinidad ha sido frecuentemente estudiada como un proceso de recobro mejorado (EOR), principalmente debido a resultados experimentales prometedores y dado que las necesidades operacionales no son muy diferentes a las de la inyección de agua convencional. Sin embargo, no existe consenso en los mecanismos por los cuales mejora el desplazamiento de aceite, solo en que está relacionado con un efecto en la humectabilidad. La inyección de agua es el método de recobro más utilizado y, considerando las características de los campos Colombianos, este estudio analiza el efecto de modificar la composición iónica de las aguas involucradas en dicho proceso; partiendo del concepto de fuerza iónica (FI) y para rocas tipo areniscas. El diseño experimental para esta investigación incluye la evaluación de imbibiciones espontáneas (IS), ángulos de contacto y eficiencias de desplazamiento en rocas tipo Berea. También se considera la variación de la tensión interfacial y el pH. El sistema inicial se construyó con agua de formación con concentración total de 9.800 ppm (TDS) (FI ~ 0.17) y crudo de 27 °API. Salmueras de cloruro de Calcio y Magnesio también fueron utilizadas para evaluar el efecto de los iones divalentes. Pruebas de eficiencia de desplazamiento fueron realizadas con agua de fuerza iónica de 0.17, 0.08 y 0.05, en escenarios de recobro secundario y terciario, presentando aumento de la recuperación de aceite en ambos casos. Las mediciones de imbibición espontánea y de ángulos de contacto presentaron variación con la fuerza iónica, validando los resultados de eficiencia de desplazamiento. Las mediciones de tensión interfacial y pH indican interacciones fluido-fluido debidas al cambio en la fuerza iónica, sin embargo; para las condiciones de esta investigación, los mecanismos fluido-fluido no parecen tan determinantes como los fluido-roca.

• English

  Low salinity water injection has been frequently studied as an enhanced oil recovery process (EOR), mainly due to promising experimental results and because operational needs are not very different from those of the conventional water injection. However, there is no agreement on the mechanisms involved in increasing the displacement of crude oil, except for the effects of wettability changes. Water injection is the oil recovery method mostly used, and considering the characteristics of Colombian oil fields, this study analyses the effect of modifying the ionic composition of the waters involved in the process, starting from the concept of ionic strength (IS) in sandstone type rocks.

  The experimental plan for this research includes the evaluation of spontaneous imbibition (SI), contact angles, and displacement efficiencies in Berea core plugs. Interfacial tension and pH measurements were also carried out. The initial scenario consists in formation water (FW), with a total concentration of 9,800 ppm (TDS) (IS ~ 0.17) and a 27 °API crude oil. Magnesium and Calcium brine were also used in a first approach to assess the effect of the divalent ions.

  Displacement efficiency tests are performed using IS of 0.17, 0.08, and 0.05, as secondary and tertiary oil recovery and the recovery of oil increases in both scenarios. Spontaneous imbibition curves and contact angle measurements show variations as a function of the ionic strength, validating the displacement efficiencies.

  Interfacial tension and pH collected data evidence that fluid/fluid interactions occur due to ionic strength modifications. However, as per the conditions of this research, fluid/fluid mechanisms are not as determining as fluid/rock.