BR112018069340B1 - Método para a detecção de produção incremental de petróleo, método de correspondência do histórico de uma simulação do reservatório com baixa salinidade, método de estimativa de um volume de petróleo incremental, método de estimativa de um período estendido de recuperação de petróleo seco e método de estimativa de um período estendido de fração de água reduzida - Google Patents
Método para a detecção de produção incremental de petróleo, método de correspondência do histórico de uma simulação do reservatório com baixa salinidade, método de estimativa de um volume de petróleo incremental, método de estimativa de um período estendido de recuperação de petróleo seco e método de estimativa de um período estendido de fração de água reduzida Download PDFInfo
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Abstract
A presente invenção refere-se a um método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo que é penetrado por pelo menos um poço de injeção e pelo menos um poço de produção, o processo compreendendo: coleta de uma amostra de referência do petróleo e análise da amostra de referência do petróleo para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; início de uma injeção contínua de água com baixa salinidade pela injeção de uma água com baixa salinidade no reservatório a partir do poço de injeção; recuperação do petróleo a partir do poço de produção; coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço de produção ao longo do tempo; análise das amostras após injeção de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; e identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água com baixa salinidade.
Description
[001] A presente invenção refere-se ao monitoramento de uma injeção contínua de água de baixa salinidade em um reservatório de petróleo. Antecedentes
[002] No primeiro estágio de recuperação de hidrocarbonetos de um reservatório (referido como “recuperação primária”), a pressão natural no reservatório força os fluidos de hidrocarboneto em direção a um poço de produção onde os fluidos podem fluir ou podem ser bombeados para uma instalação de produção de superfície. A recuperação primária pode ser continuada onde a pressão do reservatório está acima da pressão do ponto de bolha do petróleo. Se a pressão do reservatório cair abaixo da pressão do ponto de bolha de petróleo, suporte de pressão adicional é exigido para impedir que o gás saia da solução no reservatório. Geralmente, a pressão do reservatório é suficiente para recuperar apenas aproximadamente 10 a 20 por cento do petróleo total presente em um reservatório subterrâneo. Consequentemente, técnicas de “recuperação secundária” são aplicadas para recuperar petróleo de reservatórios nos quais os fluidos de hidrocarboneto não fluam mais por forças naturais.
[003] A injeção contínua de água é um dos métodos de recuperação secundária mais bem-sucedidos e extensivamente usados. Água é tipicamente injetada, sob pressão, nas rochas reservatório por meio de poços de injeção para manter a pressão do reservatório e para varrer o petróleo através da rocha-reservatório em direção aos poços de produção. A água usada na injeção contínua de água pode ser uma água de alta salinidade, por exemplo, água do mar, água estuarina, água do aquífero, ou água produzida (água separada do petróleo e gás em uma instalação de produção).
[004] A água usada na injeção contínua de água também pode ser uma água de baixa salinidade. Assim, o pedido de patente internacional No. WO/2008/029124 ensina que a recuperação de petróleo a partir de um reservatório compreendendo uma formação rochosa de arenito com base em petróleo é intensificada (em comparação com a injeção de uma água de alta salinidade) quando a água de injeção tem um teor de sólidos dissolvidos totais (TDS) na faixa de 200 a 12.000 ppmv e a razão do teor de cátions multivalentes da água de injeção para a água conata contida dentro da rocha de arenito é menor do que 1.
[005] O aumento na quantidade de petróleo que pode ser recuperada de reservatórios de arenito abaixando a salinidade da água injetada foi modelado em uma escala laboratorial (Tang, G.-Q., and Morrow, N. R., 1999, “Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery”, Journal of Petroleum Science and Engineering), usando testes de traçador de poço único (McGuire, P. L., Chatham, J. R., Paskvan, F. K., Sommer, D. M., and Carini, F. H., 2005, “Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope”, SPE 93903) e usando ensaios de campo em escala real (Seccombe, J., Lager, A., Jerauld, G., Jhaveri, B., Buikema, T., Bassler, S., Denis, J., Webb, K., Cockin, A., and Fueg, E., 2010, “Demonstration of Low-Salinity EOR at Interwell Scale, Endicott Field, Alaska”, SPE 129692).
[006] O conhecimento de saturação de petróleo e água é crucial para o gerenciamento de campo maduro. As mudanças de saturação dentro do reservatório são uma indicação de como o reservatório de petróleo é varrido por uma água de injeção e como muito petróleo é liberado da rocha- reservatório. No entanto, o rastreamento de mudanças de saturação em um reservatório de petróleo não provê, por si só, informações referentes à produção de petróleo incremental que surge de uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[007] Um método para a determinação da quantidade de petróleo incremental que é produzido com uma injeção contínua de água de baixa salinidade em comparação com a quantidade de petróleo que seria produzido usando uma injeção contínua de água de alta salinidade, tal como uma injeção de água do mar, é importante para o melhor gerenciamento de uma injeção contínua de água de baixa salinidade. Isto é particularmente importante onde uma injeção contínua de água de baixa salinidade é realizada em modo de recuperação secundária, seja no início de recuperação de petróleo do reservatório ou após a recuperação primária sob a pressão natural do reservatório, porque não há qualquer injeção contínua de água de alta salinidade de referència a partir da qual determinar a recuperação incremental do petróleo.
[008] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é provido um método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo que é penetrado por pelo menos um poço de injeção e pelo menos um poço de produção, o processo compreendendo: coleta de uma amostra de referência do petróleo e análise da amostra de referência do petróleo para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; início de uma injeção contínua de água de baixa salinidade pela injeção de uma água de baixa salinidade no reservatório a partir do poço de injeção; recuperação do petróleo a partir do poço de produção; coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço de produção ao longo do tempo; análise das amostras de petróleo após injeção para estabelecer após injeção compositional assinaturas para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; e identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade.
[009] Pela identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo, é possível detectar se o petróleo incremental está sendo liberado durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade. O método provê o meio de ganhar informações valiosas referentes à chegada de petróleo incremental em um poço de produção.
[0010] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, é provido um método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo compreendido de uma pluralidade de camadas de rocha-reservatório em que o reservatório é penetrado por pelo menos um poço de injeção, pelo menos um poço de produção e pelo menos um poço de monitoramento localizado entre o poço de injeção e poço de produção, o processo compreendendo: introdução do equipamento de perfilagem no poço de monitoramento; injeção de uma água de baixa salinidade no reservatório a partir do poço de injeção e recuperação do petróleo a partir do poço de produção; utilização do equipamento de perfilagem ao longo do tempo para determinar o período de tempo, t1, entre o início da injeção de água de baixa salinidade no reservatório a partir do poço(s) de injeção e a detecção da frente da água de baixa salinidade no poço de monitoramento; determinação da distância entre poços, L1, entre o poço(s) de injeção e poço de monitoramento, e cálculo da velocidade, v, na qual a frente da água de baixa salinidade avança através do reservatório em que v = L1/t1; determinação da distância entre poços, L2, entre o poço de monitoramento e poço(s) de produção e uso da velocidade de avanço frontal, v, para prever o tempo, t2, na qual a água de baixa salinidade avança para dentro do poço de produção em que t2 = t1 + L2/v; coleta de uma amostra de petróleo de referência a partir do reservatório e análise da amostra de petróleo de referência para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço(s) de produção ao longo do tempo e análise das amostras de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para identificar uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade; aumento da frequência na qual amostras após injeção do petróleo produzido são coletadas à medida que o tempo se aproxima do tempo previsto, t2, na qual água de injeção de baixa salinidade avança para dentro do poço de produção e uso da diferença identificada entre as assinaturas composicionais após injeção e de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para determinar o tempo no qual petróleo incremental avança para dentro do poço de produção.
[0011] Ao usar um poço de monitoramento para determinar o tempo no qual água de injeção de baixa salinidade avança para dentro do poço de produção, amostras de petróleo após injeção podem ser mais eficazmente coletadas à medida que o tempo se aproxima o tempo previsto. Isto pode reduzir, por exemplo, a exigência de coletar amostras desnecessárias.
[0012] Outras características e vantagens da invenção tornar-se-ão aparentes a partir da seguinte descrição das modalidades preferidas da invenção, dadas por meio de exemplo somente, que é feita com referência aos desenhos em anexo.
[0013] A figura 1 é um diagrama esquemático que mostra um sistema de deslocamento de petróleo bruto que é configurável em conjunto com as modalidades da invenção; A figura 2 é um fluxograma que mostra um método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo; A figura 3 é um sistema para a realização de quaisquer dos métodos da presente invenção; A figura 4 é um fluxograma que mostra um método de correspondência histórica de uma simulação do reservatório de baixa salinidade com os dados de medição do reservatório; A figura 5 é um diagrama esquemático que mostra um poço de monitoramento localizado entre um poço de injeção e um poço de produção; A figura 6 é um fluxograma que mostra um método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo compreendido de uma pluralidade de camadas de rocha-reservatório em que o reservatório é penetrado por pelo menos um poço de injeção, pelo menos um poço de produção e pelo menos um poço de monitoramento localizado entre o poço de injeção e poço de produção; A figura 7 é um conjunto de dados de FT-ICR-MS que mostram o número de carbonos (tamanho molecular) versus o equivalente de dupla ligação (DBE) para a classe de compostos homólogos de CxHyO2 para amostras de petróleo coletadas durante um experimento de análise de testemunho por lavagem (coreflood test)(Exemplo 3); A figura 8 é um conjunto de dados de HR-TOF-MS que mostram o número de carbonos (tamanho molecular) versus o equivalente de dupla ligação (DBE) para a classe de compostos homólogos de CxHyO2 para amostras de petróleo coletadas durante um experimento de análise de testemunho por lavagem (Exemplo 3); e A figura 9 é um conjunto de dados de HR-TOF-MS que mostram o número de carbonos (tamanho molecular) para a classe de compostos homólogos de CxHyO2 com valores de DBE de 1.
[0014] Ao longo da seguinte descrição, os seguintes termos são referidos como: O “petróleo incremental” é o petróleo adicional que é recuperado usando uma água de injeção de baixa salinidade sobre uma água de injeção de alta salinidade convencional.
[0015] A “amostra de petróleo de referência” é uma amostra de “petróleo móvel”. O termo “petróleo móvel” é bem-conhecido pela pessoa versada na técnica e se refere ao petróleo que é naturalmente móvel em um reservatório.
[0016] A “amostra de petróleo após injeção” é uma amostra de petróleo coletada após o início da injeção de uma água de baixa salinidade em um poço de injeção.
[0017] A “assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio” é a abundância relativa de um ou mais dos compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo.
[0018] A “espectrometria de massa de alta resolução (HRMS)” é uma técnica analítica de expectrometria de massa que produz espectros dos valores de massa para carga (m/z) de compostos ionizáveis para uma precisão de quatro casas decimais.
[0019] O “banco de petróleo” é bem-conhecido pela pessoa versada na técnica e se refere a uma parte do reservatório onde a saturação de petróleo é aumentada devido à aplicação de um processo de recuperação de petróleo intensificado que é direcionado ao petróleo imóvel.
[0020] A “água de baixa salinidade” é água tendo um total de sólidos dissolvidos (TDS) na faixa de 200 a 12.000 partes por milhão em uma base de peso por volume (ppmv), preferivelmente, 500 a 10.000 ppmv, mais preferivelmente, 500 a 5.000 ppmv, em particular, 500 a 2000 ppmv, e tendo um teor de cátions multivalentes menor do que o teor de cátions multivalentes da água conata do reservatório. A unidade “ppmv” corresponde à unidade “mg/L”. A pessoa versada na técnica entenderá que a água de baixa salinidade é de baixa força iônica, por exemplo, tem uma força iônica menor do que 0,15 mol/L, em particular, menor do que 0,1 mol/L.
[0021] A “água de alta salinidade” é água tendo uma salinidade de pelo menos 15.000 ppmv, preferivelmente, pelo menos 20.000 ppmv, mais preferivelmente, pelo menos 30.000 ppmv, em particular, uma salinidade na faixa de 30.000 a 350.000 ppmv. A água de alta salinidade pode ser água do mar, água estuarina, uma água salobra salina, uma água salina produzida, uma água salina do aquífero ou uma mistura dos mesmos.
[0022] A “injeção contínua de água secundária” é uma injeção contínua de água que ocorre após recuperação do petróleo do reservatório sob a pressão natural do reservatório (referido como “recuperação primária”) ou no início da recuperação de petróleo do reservatório (omitindo a recuperação primária).
[0023] A ”injeção contínua de água de baixa salinidade terciária” é uma injeção contínua de água de baixa salinidade que segue uma injeção contínua de água secundária com uma água de alta salinidade.
[0024] A figura 1 é um diagrama em bloco esquemático que mostra uma representação simplificada de um sistema de recuperação de petróleo bruto 100 para um campo de petróleo offshore. Nesta figura, uma pluralidade de poços de produção 1a a 1d é usada para recuperar petróleo de pelo menos uma formação rochosa que constitui um reservatório de petróleo 3. Cada poço de produção 1a, 1b, 1c, 1d tem um tubo de produção 5a, 5b, 5c, 5d disposto nele e é provido com uma cabeça de poço 9a, 9b, 9c, 9d, respectivamente. Consequentemente, o tubo de produção de cada poço de produção serve para transportar fluidos, incluindo petróleo bruto, produzido do reservatório 3 para a cabeça de poço. A partir da cabeça de poço 9a, 9b, 9c, 9d, os fluidos produzidos passam para dentro de uma linha de escoamento 7a, 7b, 7c, 7d que se estende para uma tubagem coletora (manifold) 8 que conecta as linhas de escoamento com uma linha de escoamento principal 11 que transfere os fluidos produzidos a uma instalação de produção 13 localizada em uma plataforma ou instalação flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) por meio do riser 17. Além disso, um reservatório de petróleo adicional (reservatórios de petróleo únicos ou múltiplos, cada reservatório tendo uma pluralidade de poços de produção), tais como geralmente mostrado por meio da peça 15, pode ser unido à linha de escoamento principal 11. O sistema de recuperação de petróleo bruto 100 também inclui pelo menos um, preferivelmente, uma pluralidade de poços de injeção 10 para injeção de um fluido de deslocamento aquoso (água de injeção) na formação rochosa de reservatório de petróleo 3 (similarmente, o(s) reservatório(s) de petróleo adicional da peça 15 são providos, cada um, com pelo menos um poço de injeção, preferivelmente, uma pluralidade de poços de injeção). Uma primeira linha de injeção principal 12 para uma água pressurizada de alta salinidade (tal como água do mar ou uma água produzida que é separada do petróleo bruto na instalação de produção 13) e uma segunda linha de injeção principal 14 para uma água pressurizada de baixa salinidade (produzida usando equipamento de dessalinização localizado na plataforma ou FPSO) se estendem da instalação de produção 13 para uma tubagem coletora submarina 16 para o reservatório 3. Em alguns sistemas de recuperação de petróleo bruto há uma linha de injeção principal que pode ser usada para água de baixa e alta salinidade. Linha(s) de injeção dedicadas 18 se estendem da tubagem coletora submarina 16 para o poço(s) de injeção para o reservatório 3. Além disso, as primeira e segunda linhas de injeção principais 12, 14 podem levar a uma ou mais tubagens coletoras adicionais 20 para cada um do(s) reservatório(s) de petróleo adicionais da peça 15. Um controlador (não mostrado) é fornecido para válvulas de operação da tubagem coletora(s) 16, 20 tal que a linha(s) de injeção dedicada 18 pode ser trocada entre receber água pressurizada de baixa salinidade e água pressurizada de alta salinidade.
[0025] Embora a figura 1 mostre as cabeças de poço 9a, 9b, 9c, 9d dos poços de produção 1a, 1b, 1c, 1d localizados no fundo do mar, em águas rasas, o tubo de produção pode estar em comunicação fluídica com cabeças de poço localizadas em uma plataforma. Similarmente, o tubo de injeção do poço(s) de injeção 10 pode estar em comunicação fluida com uma cabeça de poço localizada na plataforma. Consequentemente, não haveria necessidade de linhas de escoamento submarinas 7a-7d ou tubagem coletora 8.
[0026] Cada reservatório 3 compreende pelo menos uma formação rochosa, que é porosa e permeável, tal como arenito.
[0027] Um sistema de deslocamento de petróleo bruto do sistema de recuperação 100 geralmente compreende equipamento disposto para injetar um fluido de deslocamento aquoso (água de injeção), tal como água do mar ou uma água de baixa salinidade, nos um ou mais reservatórios de petróleo bruto 3. Por exemplo, o sistema de deslocamento compreende tipicamente um ou mais poços de injeção de fluido de deslocamento aquoso 10 (como mostrado na figura 1), uma ou mais linhas de injeção para o fluido de deslocamento aquoso, e um controlador disposto para controlar a injeção do fluido de deslocamento aquoso. O sistema de deslocamento também pode compreender o equipamento associado com o tratamento do fluido de deslocamento aquoso na preparação para injeção, tal como equipamento de dessalinização.
[0028] Embora o sistema de recuperação de petróleo bruto 100 da figura 1 seja para um campo de petróleo offshore, a presente invenção também pode ser usada com um sistema de recuperação de petróleo bruto para um campo de petróleo onshore.
[0029] O fluido de deslocamento aquoso é injetado pelo equipamento de injeção do sistema de deslocamento de petróleo bruto dentro do poço(s) de injeção 10 do mesmo. O fluido de deslocamento aquoso a seguir passa através da formação rochosa na qual petróleo bruto e água de formação estão presentes, resultando no deslocamento do petróleo bruto de um espaço poroso da formação rochosa. O petróleo pode ser então varrido através da formação até um poço de produção 1a a 1d espaçado a partir do poço de injeção 10, do qual ele é recuperado.
[0030] Ao identificar mudanças na assinatura composicional de componentes químicos do petróleo produzido de um poço de produção 1a-1d, é possível detectar se petróleo incremental está sendo liberado durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade. Isto ocorre porque certas mudanças na assinatura composicional do petróleo são indicativas de petróleo incremental. Esta invenção provê, portanto, o meio de ganhar informações valiosas referentes à chegada de petróleo incremental em um poço de produção 1a-1d. Opcionalmente, também é possível detectar o avanço de água de baixa salinidade em um poço de produção 1a-1d durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0031] Consequentemente, a figura 2 provê um método 200 para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo 3 que é penetrado por pelo menos um poço de injeção 10 e pelo menos um poço de produção 1a-1d. Na etapa 202, o método compreende a coleta de uma amostra de referência do petróleo e análise da amostra de referência do petróleo para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo. A assinatura composicional de referência pode ser estabilizada em uma variedade de maneiras adequadas, como discutido em mais detalhes abaixo.
[0032] Uma pluralidade de amostras de referência do petróleo móvel pode ser coletada para estabelecer uma assinatura composicional de referência consistente para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo móvel. Por exemplo, uma assinatura composicional de referência média, tal como média aritmética, pode ser calculada. É previsto que uma ou mais destas amostras de referência de petróleo móvel podem ser descartadas no caso de contaminação da amostra de petróleo com, por exemplo, fluidos de perfuração ou fluidos de completação usados durante a perfuração e completação do poço de produção 1a- 1d. Portanto, pode ser preferido coletar a amostra de petróleo de referência vários dias ou semanas após o início de produção de petróleo a partir do poço de produção 1a-1d.
[0033] No caso de uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária, a amostra de petróleo de referência móvel pode ser recuperada do reservatório 3 durante a recuperação primária, durante uma injeção contínua de água convencional com uma água de alta salinidade tal como água do mar ou pode ser uma amostra de petróleo após injeção coletada de uma região do reservatório que ainda deve ser varrida pela água de baixa salinidade injetada.
[0034] No caso de uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade, a amostra de petróleo de referência móvel pode ser recuperada do reservatório 3 durante recuperação primária (a menos que omitida) ou pode ser uma amostra de petróleo após injeção coletada de uma região de reservatório que ainda deve ser varrida pela água de baixa salinidade injetada. Por exemplo, a amostra de petróleo após injeção pode ser coletada de uma região do reservatório que ainda tem que ser submetida a uma injeção contínua de água de baixa salinidade ou, no caso de um par de poços de injeção e produção, pode ser recuperada a partir do poço de produção durante a fase inicial da injeção contínua de água secundária de baixa salinidade, isto é, antes da frente da injeção contínua de água de baixa salinidade ter avançado uma distância significativa através do reservatório a partir do poço de injeção em direção ao poço de produção.
[0035] Na etapa 204, uma injeção contínua de água de baixa salinidade começa, por meio da qual uma água de baixa salinidade é injetada no reservatório 3 a partir do poço de injeção 10. Na etapa 206, fluidos, incluindo petróleo bruto, são recuperados a partir do poço de produção 1a-1d. Na etapa 208, uma ou mais amostras após injeção de fluidos produzidos são coletadas dos fluidos produzidos a partir do poço de produção 1a-1d ao longo do tempo. As técnicas para amostragem dos fluidos produzidos são bem-conhecidas pela pessoa versada na técnica. Por exemplo, amostras após injeção podem ser coletadas do fundo do poço no poço de produção 1a-1d, na cabeça de poço 9a-9d, a partir da linha de escoamento 7a-7d, ou na tubagem coletora 8. As amostras após injeção de fluidos produzidos podem ser amostras pressurizadas ou amostras não pressurizadas. Tipicamente, as amostras após injeção de fluidos produzidos são separadas em um laboratório localizado seja remotamente ou na instalação de produção. No caso de amostras pressurizadas, as amostras após injeção são separadas em uma fase gasosa, fase de petróleo e fase aquosa, e as amostras de petróleo após injeção são coletadas da fase de petróleo separada. No caso de amostras não pressurizadas, as amostras após injeção são separadas em uma fase de petróleo e fase aquosa, e as amostras de petróleo após injeção são coletadas da fase de petróleo separada.
[0036] As amostras após injeção de fluidos produzidos a partir do poço de produção 1a-1d (e, consequentemente, as amostras de petróleo após injeção) podem ser coletadas seja continuamente ou intermitentemente. Onde amostras após injeção de fluidos produzidos (e, consequentemente, amostras de petróleo após injeção) são coletadas intermitentemente, a frequência de amostragem pode aumentar ao longo do tempo em direção ao ponto no tempo quando é previsto que petróleo incremental avançará dentro do poço de produção. Como discutido acima, amostras iniciais após injeção de petróleo, coletadas antes do avanço de petróleo incremental no poço de produção, podem ser usadas como amostras de referência do petróleo. A etapa 210 envolve a análise da amostra(s) de petróleo após injeção para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo.
[0037] A etapa 212 envolve a identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo, que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade. Verificou-se que uma diferença na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio é observada mediante o avanço de petróleo incremental, que surge da uma injeção contínua de água de baixa salinidade, dentro do poço de produção 1a-1d. Assim, mudanças nos compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo servem como uma assinatura ou impressão digital para a liberação de petróleo incremental durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade. As etapas de método 210 e 212 são discutidas posteriormente em mais detalhes em relação às técnicas analíticas de HRMS.
[0038] A diferença entre assinaturas composicionais após injeção pode ser identificada em várias maneiras adequadas. Por exemplo, quando as assinaturas composicionais de referência e após injeção podem ser expressas como um número único, a diferença pode ser um aumento, uma diminuição ou uma variância. Por exemplo, a diferença identificada pode ser um aumento, diminuição ou variância de pelo menos 75%, pelo menos 50%, pelo menos 25%, ou pelo menos 10%.
[0039] A presente invenção permite o melhor gerenciamento da injeção contínua de água de baixa salinidade e, consequentemente, permite a recuperação incremental do petróleo para que o reservatório seja otimizado. Por exemplo, a identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser usada: • como uma ferramenta de monitoramento para a detecção de movimento de petróleo incremental através de um reservatório durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade; • para confirmar que petróleo incremental foi produzido a partir de um poço de produção; • para determinar quando interromper a injeção de água de baixa salinidade em um poço de injeção e quando iniciar a injeção de água de baixa salinidade em um poço de injeção diferente; • para determinar a localização para preencher poços para otimizar a varredura do reservatório pela água de injeção de baixa salinidade; ou • para quantificar a quantidade de petróleo incremental produzido por uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0040] Por exemplo, pode ser determinado que a quantidade de petróleo incremental produzido por uma injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser relativamente pequena, e pode ser determinado que ela é econômica para, em vez disso, começar uma injeção contínua de água de alta salinidade.
[0041] As assinaturas composicionais para os compostos orgânicos contendo oxigênio nas amostras de petróleo de referência e após injeção podem ser geradas usando qualquer técnica analítica adequada, em particular, espectrometria de massa de alta resolução (HRMS). Em um exemplo, um instrumento de espectrometria de massa de alta resolução pode ser parte do equipamento de medição posicionado adequadamente 22, como visto na figura 1. Este equipamento de medição pode ser localizado na instalação de produção (por exemplo, em uma plataforma ou FPSO) ou em um laboratório remoto. Os dados produzidos pelo equipamento de medição 22 podem ser analisados localmente ou remotamente.
[0042] Em HRMS, a resolução pode ser expressa como (m/Δm) onde Δm é a largura do pico em uma altura que é uma fração específica da altura de pico máximo. Um padrão comum, bem-conhecido pela pessoa versada na técnica, é baseado em Δm sendo definido como a largura total do pico em metade de sua altura máxima (FWHM). O espectrômetro de massa de alta resolução usado na presente invenção tipicamente tem uma resolução maior do que 50.000 FWHM, preferivelmente, maior do que 100.000 FWHM em um valor de m/z de, por exemplo, 400. Os instrumentos de espectrometria de massa de alta resolução adequados que podem ser usados no método da presente invenção incluem espectrômetros de massa por transformada de Fourier e ressonância ciclotrônica de íons (FT-ICR), espectrômetros de massa por tempo de vôo de alta resolução (HR-TOF), instrumentos do setor que usam um setor elétrico estático ou setor magnético ou uma combinação dos dois como um analisador de massa ou espectrômetros de massa tipo armadilha de íons (IT).
[0043] Tipicamente, uma normalização de intensidade dos dados numéricos m/z (em que m é a massa e z é a carga) em relação à intensidade somada de uma classe selecionada de compostos orgânicos homólogos (preferivelmente, em relação à intensidade somada de uma série específica de DBE dentro da classe selecionada de compostos orgânicos homólogos) é em seguida realizada gerando dessa forma uma matriz de dados compreendendo dados de intensidade relativa normalizados para os íons orgânicos atribuídos. A classe ou série de compostos orgânicos homólogos usados para a normalização da intensidade pode variar dependendo do tipo de petróleo que está sendo amostrado e do método de ionização usado na técnica analítica de espectrometria de massa. Tipicamente, a classe ou série de compostos orgânicos homólogos usados para a normalização de intensidade é uma classe ou série abundante e estável de compostos orgânicos homólogos que é de ocorrência natural no petróleo e que não muda substancialmente em intensidade durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade, e, em particular, não muda substancialmente em intensidade mediante o avanço de petróleo incremental. Opcionalmente, um ou mais padrões internos podem ser adicionados às amostras de petróleo bruto em concentração(ões) conhecida permitindo dessa forma uma comparação de amostras analisadas em diferentes vezes usando o mesmo instrumento, ou de amostras analisadas usando diferentes instrumentos. Um exemplo de um padrão interno adequado é um composto orgânico fluorado, por exemplo, um ácido fluorado, visto que os compostos orgânicos fluorados não estão ocorrendo naturalmente no petróleo bruto. Um composto orgânico fluorado também tem a vantagem de que flúor tem uma deficiência de massa diferente de hidrogênio resultando em picos para o composto orgânico fluorado ionizado estando em uma região diferente m/z do espectro de massa do que os picos para os compostos orgânicos ionizados que são componentes do petróleo bruto. A pessoa versada na técnica entenderá que a adição de um padrão(s) interno às amostras de petróleo permitirá a normalização da intensidade dos dados numéricos m/z a ser realizada com maior precisão. Assim, a normalização da intensidade pode ser realizada em relação à intensidade do padrão(s) interno.
[0044] As matrizes de dados numéricos normalizados m/z são obtidas, dessa forma, para a amostra de petróleo de referência e para as amostras de petróleo após injeção. Um ou mais subconjuntos destas matrizes de dados pode ser analisado para identificar uma diferença na assinatura composicional para os compostos contendo oxigênio das amostras de petróleo após injeção em relação à amostra de petróleo de referência que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade. Preferivelmente, os um ou mais subconjuntos das matrizes de dados são usados para gerar uma série de gráficos que são comparados para identificar quaisquer mudanças nas assinaturas composicionais para os compostos orgânicos contendo oxigênio.
[0045] Preferivelmente, o método de ionização usado na técnica de HRMS ioniza os compostos orgânicos contendo oxigênio para gerar moléculas (íons) carregadas e minimiza a fragmentação destes íons.
[0046] Os compostos contendo oxigênio que são encontrados em petróleo bruto são tipicamente divididos em: 1. Compostos ácidos tais como ácidos carboxílicos alifáticos lineares, ácidos carboxílicos alifáticos ramificados, ácidos naftênicos monocíclicos, ácidos naftênicos bicíclicos, ácidos naftênicos polinucleares, ácidos aromáticos, ácidos aromáticos binucleares, ácidos aromáticos polinucleares, fenóis e cresóis; e 2. Compostos não ácidos tais como ésteres, aldeídos, cetonas, benzofuranos e dibenzofuranos.
[0047] Qualquer método de ionização adequado pode ser usado para ionizar os compostos orgânicos contendo oxigênio incluindo: Ionização por eletrospray de íons negativos, ESI(-), que é capaz de ionizar compostos orgânicos contendo oxigênio tais como fenóis e ácidos carboxílicos e compostos contendo nitrogênio tais como pirróis e pirrolidinas; Ionização por eletrospray de íons positivos, ESI(+), que é capaz de ionizar compostos orgânicos contendo nitrogênio tais como aminas e piridinas e compostos orgânicos contendo enxofre; Fotoionização à pressão atmosférica de íons negativos, APPI(-), que é capaz de ionizar hidrocarbonetos aromáticos, fenóis, pirróis, ácidos carboxílicos e hidrocarbonetos contendo enxofre; e Fotoionização à pressão atmosférica de íons positivos, APPI(+), que é capaz de ionizar hidrocarbonetos aromáticos, compostos orgânicos contendo oxigênio não ácidos, fenóis, cresóis, pirróis, piridinas e hidrocarbonetos contendo enxofre tais como tiofenos. Os diferentes métodos de ionização usados, cada um, fornecerão um espectro diferente que é característico da amostra de petróleo. Em uma modalidade da invenção, uma técnica de ionização única é usada na análise espectral de massa das amostras de petróleo, preferivelmente, esta técnica de ionização única é ESI(-).
[0048] Para ESI(-), a diferença de tensão na entrada em relação ao espectrômetro de massa é ajustada de modo que as moléculas na amostra se tornem ionizadas quando injetadas na fonte de ionização, mas não se fragmentem substancialmente. O ajuste da tensão de uma HRMS que alcança ionização enquanto minimiza a fragmentação é bem- conhecido pela pessoa versada na técnica.
[0049] Para APPI, a ionização é alcançada por meio de um mecanismo diferente. Tipicamente, a amostra é irradiada com radiação UV resultando em excitação das moléculas na amostra de petróleo com perda de elétrons das moléculas resultantes na formação de cátions radicais. Os íons também podem ser gerados indiretamente através da excitação de um dopante, por exemplo, tolueno, que pode ser adicionado à amostra de petróleo.
[0050] Preferivelmente, as amostras de petróleo são diluídas são diluídas com um solvente orgânico ou uma mistura de solventes orgânicos antes da ionização. Os solventes preferidos para a técnica de ionização ESI(-) incluem uma mistura de um solvente aromático (por exemplo, benzeno, tolueno ou xileno, preferivelmente tolueno ou xileno) com um álcool (por exemplo, metanol, etanol ou 2- propanol, preferivelmente metanol). Preferivelmente, o solvente aromático e álcool são misturados em uma razão de 1:1 a 3:1, em particular, cerca de 1,5:1. Opcionalmente, uma base é adicionada à mistura de solvente para ajudar na ionização dos compostos orgânicos contendo oxigênio. As bases preferidas incluem soluções de amônia ou hidróxido de amônio. De modo adequado, a concentração de amônia na mistura de solvente está na faixa de 0,1 a 2% em volume (com base na adição de uma solução com 35% em volume de amônia em um álcool, por exemplo, metanol, etanol ou 2- propanol).
[0051] As amostras de petróleo diluídas podem ser injetadas no espectrômetro de massa usando qualquer técnica de injeção adequada incluindo infusão direta ou, no caso de um espectrômetro de massa de cromatografia líquida (LCMS), usando análise de injeção de fluxo (FIA), pela remoção da coluna de cromatografia líquida e injeção da amostra em um fluxo contínuo de um fluido transportador, preferivelmente, um líquido carreador. O líquido carreador para o espectrômetro de LCMS pode ser um solvente orgânico e solventes orgânicos adequados são bem-conhecidos pela pessoa versada na técnica.
[0052] Onde HRMS é usada como a técnica analítica, as mudanças nas assinaturas composicionais para os compostos orgânicos contendo oxigênio que são indicativos de petróleo incremental liberado durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade incluem um ou mais dos seguintes:
[0053] 1. Um aumento na intensidade de sinal normalizada total da classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn em que x é um número inteiro na faixa de 5 a 100 preferivelmente 8 a 75, mais preferivelmente 8 a 60, em particular 10 a 45, y é um número inteiro < 2x + 2, e n é um número inteiro na faixa de 1 a 10, preferivelmente, 1 a 5, mais preferivelmente, 1 a 3, em particular, 2.
[0054] 2. Uma diminuição no valor ponderado do equivalente de dupla ligação (DBE) de intensidade para a classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn em que x, y e n são como definidos acima.
[0055] 3. Um aumento na intensidade de sinal normalizada total da classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn (DBE = 1) em que x, y e n são como definidos acima.
[0056] A confiabilidade das mudanças nos compostos orgânicos contendo oxigênio que servem como uma “assinatura” ou “impressão digital” para o petróleo incremental produzido durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade aumenta com a especificidade crescente da classe de compostos homólogos. Assim, um aumento na razão das intensidades de sinal totais da classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn (DBE = 1) em que x, y são como definidos acima e n = 2, pode ser um marcador específico para o petróleo incremental liberado durante a injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0057] A pessoa versada na técnica entenderá que o DBE é uma maneira de expressar o grau de insaturação de um composto orgânico. A atribuição de valores de DBE a cada uma das fórmulas atribuídas a partir dos valores numéricos m/z de um espectro de massa é uma técnica analítica há muito tempo estabelecida. Um DBE de 1 corresponde a uma ligação π (ligação C=C ou ligação C=O) ou um anel totalmente saturado fechado. Pode ser visto que ácidos monocarboxílicos alifáticos saturados e cetonas saturadas têm um DBE de 1; ácidos naftênicos monocíclicos tendo um grupo funcional carboxilato único e nenhum sítio de insaturação etilênica tem um DBE de 2; fenol e metilfenol (cresol) têm um DBE de 4; ácido benzoico e ácido fenilacético têm um DBE de 5; e benzofurano tem um DBE de 6. Assim, uma diminuição em valor ponderado de DBE de intensidade para a classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn em que x, y e n são como definidos acima é indicativa de um maior grau de saturação para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo incremental que surge da uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0058] O sistema 300, mostrado na figura 3, pode ser usado para determinar quando petróleo incremental está sendo recuperado em um poço de produção 1a-1d. O sistema 300 inclui um componente de espectrometria de massa de alta resolução (HRMS) 304 que pode analisar os espectros de amostras de petróleo que são obtidas usando um instrumento HRMS. Em um exemplo, o instrumento de HRMS pode ser parte do equipamento de medição posicionado adequadamente 22, como visto nas figuras 1 e 3.
[0059] Em uma disposição, o componente de análise de HRMS 304 é executado pelo sistema de processamento 300, que compreende um sistema operacional convencional e um barramento de sistema que conecta uma unidade de processamento central (CPU) 318, um disco rígido 316, uma memória de acesso aleatório (RAM) 328, adaptadores de I/O e rede 320 que facilitam a conexão com dispositivos de entrada/saída do usuário e interconexão com outros dispositivos na rede 322. A RAM 328 contém software do sistema operacional 302 que controla, de uma maneira conhecida, a operação de baixo nível do sistema de processamento 300. A RAM 328 contém o componente de análise de HRMS 304, componente do modo operacional 306 e o modelo de reservatório 308 durante a execução dos mesmos; cada um dos quais são configuráveis com dados de medição e/ou predeterminados armazenados em uma base de dados (DB) 326 ou outro componente de armazenamento que é acoplado ou conectado de modo operativo ao sistema de processamento 300.
[0060] Os dados de medição recebidos pelo meio de recepção do sistema 300 são baseados nas características medidas do reservatório de petróleo 3 e do fluido de deslocamento aquoso, como explicado adicionalmente abaixo. Os dados de medição podem compreender valores medidos específicos como diretamente medido pelo equipamento de medição posicionado de modo adequado 22, tal como equipamento de medição compreendendo um instrumento de HRMS e, opcionalmente, valores medidos específicos como medido diretamente por uma ferramenta de perfilagem posicionada dentro de um poço de monitoramento localizada adequadamente que pode medir, por exemplo, a saturação da água do reservatório ou a salinidade da água contida no reservatório. Alternativamente, dados de medição podem compreender razões de valores de características, ou podem compreender valores derivados de várias medições características separadas, de acordo com técnicas conhecidas. Portanto, as características medidas brutas podem, se necessário ou preferido, ser manipuladas por software apropriado, executadas pela CPU 318 do sistema 300, a fim de gerar dados de medição que são adequados para entrar no modelo de reservatório 308, componente de análise de HRMS 304 ou no componente do modo operacional 306. Tal manipulação pode compreender simplesmente uma conversão da unidade de medição ou a criação de uma razão exigida de valores medidos.
[0061] O sistema 300 pode ser conectado operacionalmente a um controlador 324 do sistema de deslocamento de petróleo bruto, por exemplo, por meio da rede 322. O controlador 324 do sistema de deslocamento é configurado automaticamente com os um ou mais modos operacionais determinados pelo sistema 300; o controlador 324 sendo disposto para aplicar os um ou mais modos operacionais.
[0062] O método 200, como mostrado na figura 2, pode ser completamente ou parcialmente realizado pelo sistema 300. Os dados de medição relacionados às amostras de petróleo de referência e após injeção podem ser recebidos do equipamento de medição 22 que é conectado ao adaptador de rede 320. Por exemplo, os dados de HRMS podem ser recebidos pelo sistema 300 e armazenados no disco rígido 316. O componente de análise de HRMS 304 compreende software executado pela CPU 318 para analisar dados do instrumento de HRMS para determinar a assinatura composicional da amostra de petróleo. O componente de análise de HRMS 304, portanto, analisa e/ou manipula dados associados com a amostra(s) de referência de petróleo e amostra(s) de petróleo após injeção. Os dados podem ser opcionalmente exibidos em um monitor de computador ou armazenados para uso posterior.
[0063] O componente de análise de HRMS 304 também pode ser programado para identificar uma diferença entre as uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade. Alternativamente, tal identificação pode ser realizada manualmente.
[0064] Em uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária, as mudanças nas assinaturas composicionais para os compostos orgânicos contendo oxigênio tipicamente ocorrem em um banco de petróleo que avança para dentro de um poço de produção 1a-1d. Consequentemente, as mudanças na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo podem ser usadas como uma ferramenta de monitoramento durante uma água com injeção contínua de água de baixa salinidade para determinar quando um banco de petróleo alcança um poço de produção 1a-1d. Tipicamente, a chegada do banco de petróleo em um poço de produção corresponde a um aumento na razão petróleo para água nos fluidos produzidos do poço.
[0065] A pessoa versada na técnica entenderia que quando uma injeção contínua de água de baixa salinidade é realizada em modo de recuperação terciária após uma injeção contínua de água convencional com uma água de alta salinidade, o petróleo móvel já pode ter sido substancialmente varrido do reservatório tal que a água de baixa salinidade serve para liberar o petróleo aderente da superfície da rocha-reservatório e varrer o banco de petróleo incremental resultante em direção ao poço de produção. Em contraste, quando uma injeção contínua de água de baixa salinidade é realizada em modo de recuperação secundária, a função da água de baixa salinidade é varrer petróleo móvel (isto é, petróleo que seria produzido usando uma injeção contínua de água convencional de alta salinidade) à frente da água de baixa salinidade em direção ao poço de produção e para liberar petróleo incremental aderente da superfície da rocha-reservatório. Sem desejar estar limitado por qualquer teoria, um banco de petróleo incremental, portanto, se formará entre a frente da injeção contínua de água de baixa salinidade e a cauda do petróleo móvel dessa forma estendendo o período de produção de petróleo “seco” antes do avanço de água injetada dentro do poço de produção (em comparação com o período de produção de petróleo “seco” para uma injeção contínua de água de alta salinidade convencional). Pode haver mistura dispersiva entre o banco de petróleo incremental e o petróleo móvel. Consequentemente, a diferença na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio mediante o avanço de petróleo incremental no poço de produção pode ser menos marcada em modo de recuperação secundária do que para o modo de recuperação terciária. A amostragem e análise do petróleo produzido mais frequentes, portanto, podem ser exigidos para uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade do que para uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária.
[0066] A pessoa versada na técnica também entenderá que a quantidade de petróleo incremental que pode ser potencialmente produzida a partir de um reservatório de petróleo durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser determinada por: (1) coleta de um plugue de testemunho a partir de uma amostra da rocha- reservatório e realização de um experimento de análise de testemunho por lavagem usando uma injeção contínua de água de alta salinidade secundária de referência, tal como uma injeção de água do mar, seguido por uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária, ou (2) coleta de dois plugues de testemunho “gêmeos” de uma amostra da rocha de reservatório e realização de uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade no primeiro plugue de testemunho e uma injeção contínua de água de alta salinidade secundária de referência no segundo plugue de testemunho. Por “plugues gêmeos” se entende amostras de rocha coletadas de parte de um testemunho tendo propriedades de rocha similares. Estes experimentos de análise de testemunho por lavagem podem ser realizados sob condições de reservatório ou condições reduzidas. Um teste de análise de testemunho por lavagem de condição reduzida emprega fluidos mortos (petróleo bruto e águas que não contêm qualquer gás) enquanto um teste de análise de testemunho por lavagem de condição de reservatório emprega fluidos vivos (petróleo bruto e águas que foram combinados com um gás tendo a mesma composição ou similar ao gás que foi separado dos fluidos produzidos em uma instalação de produção). Em ambos os casos, o petróleo bruto é preferivelmente amostrado a partir do mesmo reservatório do qual a amostra de rocha-reservatório é coletada. As mudanças na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo produzido durante o experimento de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade em relação ao petróleo produzido durante o experimento de análise de testemunho por lavagem de alta salinidade de referência podem então ser correlacionadas com a produção de petróleo incremental durante o teste de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade. Em particular, a intensidade de sinal relativa normalizada de uma ou mais das classes definidas acima de compostos orgânicos homólogos contendo oxigênio característicos do petróleo incremental liberado pela análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade pode ser usada para esta correlação. O experimento de análise de testemunho por lavagem pode ser usado, portanto, para determinar a assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio que é o marcador mais abundante e/ou mais específico para o petróleo incremental que pode ser potencialmente produzido a partir do reservatório durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0067] Em um aspecto da presente invenção, a mudança na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo em relação à amostra de petróleo de referência pode ser usada para fazer a correspondência histórica de uma simulação do reservatório de uma injeção contínua de água de baixa salinidade com dados de medição obtidos durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade de um reservatório. A correspondência histórica de um simulador de reservatório é bem-conhecida por aqueles versados na técnica. A correspondência histórica envolve o ajuste de uma simulação de um reservatório até que ele reproduza intimamente o comportamento anterior de um reservatório. Um modelo de correspondência histórica pode ser usado, portanto, para simular comportamento futuro do reservatório com um maior grau de confiança.
[0068] Os simuladores de reservatório comerciais que modelam injeções contínuas de água de baixa e alta salinidade estão disponíveis. Tal simulador comercial é Eclipse, comercialmente disponível de Schlumberger. Além disso, o documento técnico “Modeling Low-Salinity Waterflooding (SPE 102239)” por G. R. Jerauld et al. descreve como adaptar um simulador de reservatório para servir de modelo para a injeção contínua de água de baixa salinidade. Os modelos de reservatório atuais, tais como Eclipse, podem servir de modelo para ambas as injeções contínuas de água de baixa e alta salinidade. Por exemplo, uma injeção contínua de água de alta salinidade modelada pode prever que o volume total de petróleo produzido é Valta salinidade. Mantendo todas as outras entradas as mesmas e em vez de modelar uma injeção contínua de água de baixa salinidade, o modelo pode prever que o volume total de petróleo produzido seja Vbaixa salinidade. A quantidade de petróleo incremental que é produzida devido à injeção contínua de água de baixa salinidade é dada, portanto, por Vincremental = Vbaixa salinidade-Valta salinidade, onde Vb aixa salinidade >Valta salinidade.
[0069] Embora estes simuladores de reservatório convencionais sejam capazes de modelar injeções contínuas de água de baixa e alta salinidade para determinar, dentre outras coisas, a quantidade de petróleo que seria produzida durante tal injeção contínua de água, a saída(s) modelada pode ser imprecisa. Por exemplo, a saída(s) modelada pode não correponder ao que ocorre durante ums injeção contínua de água real de um reservatório particular. Uma fonte de erro durante uma simulação poderia ser devido à incerteza na entrada de dados nos modelos. A incerteza da entrada(s) no modelo, portanto, pode ter um efeito sobre a saída(s) modelada. A correspondência histórica envolve a variação da entrada(s) no modelo e a comparação da saída(s) modelada com o que é observado/medido durante uma injeção contínua de água real. A etapa de variação da entrada(s) pode ser realizada iterativamente, até que haja boa concordância entre a saída(s) modelada e a saída(s) medida. Por exemplo, a diferença entre a saída(s) modelada e a saída(s) medida pode ser minimizada até que a diferença seja menor do que um limiar aceitável, por exemplo, uma variância menor do que 10%, mais preferivelmente menor do que 5%, mais preferivelmente menor do que 1% entre a saída modelada e as saídas medidas. Em outros exemplos, os limiares absolutos também podem ser usados, por exemplo, um valor absoluto definido da tolerãncia.
[0070] Uma vez que um modelo de correspondência histórica foi produzido, o volume de petróleo incremental produzido em injeções contínuas de água de baixa salinidade futuras pode ser calculado. Isto envolve a comparação do volume modelado de petróleo produzido durante uma injeção contínua de água de alta salinidade com o volume modelado de petróleo produzido durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade. A quantidade prevista de petróleo incremental provavelmente corresponde mais intimamente ao que seria observado porque os modelos passaram por correspondência histórica. As decisões quanto a realizar injeções contínuas de água de baixa salinidade, portanto, podem ser feitas dependendo do volume previsto de petróleo incremental. Por exemplo, pode ser mais econômico realizar uma injeção contínua de água de alta salinidade do que dessalinizar a água do mar se o volume previsto de petróleo incremental for baixo.
[0071] Uma saída observada/medida possível que pode ser usada para a correspondência histórica, é o tempo no qual petróleo incremental avança para dentro de um poço de produção 1a-1d. Alternativamente ou adicionalmente, o volume medido de petróleo produzido em função do tempo pode ser usado para fazer a correspondência histórica do modelo. Este tempo medido no qual petróleo incremental avança para dentro de um poço de produção pode ser determinado usando o método 200 da figura 2. Como explicado acima, o método 200 pode detectar a presença de petróleo incremental no petróleo produzido. Este pode ser usado então para determinar o tempo no qual petróleo incremental é observado no poço de produção 1a-1d após começar a injeção contínua de água de baixa salinidade. Uma vez que o tempo no qual petróleo incremental avança para dentro do poço de produção do reservatório foi medido, este valor pode ser usado para fazer a correspondência histórica do modelo de reservatório.
[0072] Como foi explicado brevemente acima, um simulador de reservatório pode ser usado para avaliar a quantidade de petróleo incremental que pode ser potencialmente produzida durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade na escala de reservatório. Um simulador de reservatório é bem-conhecido pela pessoa versada na técnica e é usado para modelar ou simular a injeção de fluidos em uma ou mais camadas de um reservatório por meio de poço(s) de injeção, movimento de fluidos através da camada(s) do reservatório, e produção de fluidos a partir da camada(s) do reservatório por meio de poço(s) de produção. Tipicamente, um modelo geológico estático do reservatório é importado no simulador de reservatório. Este modelo geológico estático é obtido pela entrada de dados de imagens sísmicas, dados petrofísicos associados com a camada(s) de rocha-reservatório (por exemplo, a porosidade e permeabilidade absoluta da camada(s) de rocha-reservatório) e uma descrição geológica da camada(s) de rocha-reservatório (por exemplo, características mineralógicas da camada(s) de rocha- reservatório) e dados de saturação de fluido (por exemplo, a saturação inicial da água e saturação inicial do petróleo do reservatório) em um modelo geológico dessa forma gerando um modelo 3 dimensional (3-D) do reservatório que mostra a camada(s) da rocha-reservatório, armadilhas, quaisquer falhas ou quaisquer regiões de baixa permeabilidade.
[0073] Após importar o modelo geológico estático no simulador de reservatório, os locais do poço(s) de injeção e poço(s) de produção são selecionados e inseridos no simulador de reservatório. Os dados de fluido adicionais também são inseridos no simulador de reservatório tais como as características da água conata (por exemplo, o teor total de sólidos dissolvidos (TDS) da água conata e o teor de um ou mais dos íons dissolvidos individuais), características do petróleo (por exemplo, a composição química, densidade e viscosidade do petróleo), características de uma água de injeção de baixa salinidade (por exemplo, o teor de TDS da água de baixa salinidade e o teor de um ou mais dos íons dissolvidos individuais) e características de uma água de injeção de alta salinidade de referência (por exemplo, o teor de TDS da água de alta salinidade e o teor de um ou mais dos íons dissolvidos individuais). As permeabilidades relativas da rocha- reservatório para petróleo e água medidas nas salinidades da água de injeção de baixa salinidade e da água de injeção de alta salinidade de referência também são inseridas no simulador de reservatório. No caso em que as propriedades da rocha (porosidade, permeabilidade absoluta ou características mineralógicas) variem ao longo do reservatório (por exemplo, as características da rocha variem entre camada(s) de rocha-reservatório ou espacialmente ao longo do reservatório), as permeabilidades relativas medidas para petróleo e água para os diferentes tipos de rocha são inseridas no simulador de reservatório. Como é bem-conhecido pela pessoa versada na técnica, as permeabilidades relativas da rocha-reservatório para petróleo e água podem ser determinadas a partir de experimentos de análise de testemunho por lavagem realizados em amostras de rocha-reservatório sob condições de reservatório. Tipicamente, as permeabilidades relativas da rocha-reservatório para petróleo e água são medidas em função do aumento da saturação da água (diminuição da saturação de petróleo) dessa forma gerando curvas de permeabilidade relativa. Como é explicado em “Modeling Low- Salinity Waterflooding (SPE 102239)” por G. R. Jerauld et al., a permeabilidade relativa e a pressão capilar são em função da salinidade. As curvas de permeabilidade relativa de alta e baixa salinidade são inseridas no modelo de reservatório, e podem ser interpoladas quanto às salinidades entre elas.
[0074] Os dados referentes às características da água de baixa salinidade e às permeabilidades relativas da rocha-reservatório para petróleo e água medidas na salinidade da água de baixa salinidade são a seguir referidos como “dados de entrada de baixa salinidade”. Os dados referentes às características da água de alta salinidade de referência e às permeabilidades relativas da rocha-reservatório para petróleo e água medidas na salinidade da água de alta salinidade de referência são a seguir referidos como “dados de entrada de baixa salinidade”. Os dados restantes inseridos no simulador de reservatório são a seguir referidos como “dados de entrada comuns”. Por exemplo, os dados de entrada comuns podem compreender locais do poço(s) de injeção e poço(s) de produção e dados de fluido compreendendo características da água conata e petróleo associadas com a camada(s) da rocha- reservatório.
[0075] O simulador de reservatório então usa os dados de entrada comuns e os dados de entrada de baixa salinidade para modelar, em função do tempo, a injeção de água de baixa salinidade no reservatório por meio do poço(s) de injeção, movimento de fluidos através de uma ou mais camadas do reservatório, em particular, da camada(s) de petróleo, e produção de fluidos a partir do reservatório por meio do poço(s) de produção, considerando barreiras para o fluxo no modelo geológico tais como falhas ou uma redução na permeabilidade da rocha-reservatório. A simulação do reservatório resultante dessa forma provê vários dados de saída de baixa salinidade incluindo: (a) a eficiência de varredura volumétrica para as uma ou mais camadas do reservatório; (b) o tempo no qual água de baixa salinidade avançará dentro do poço(s) de produção; (c) pressões no poço(s) de injeção e poço(s) de produção, em particular, as pressões no poço(s) de injeção e poço(s) de produção na profundidade(s) da camada(s) de petróleo do reservatório; e (d) os volumes de petróleo e água produzidos a partir do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade do reservatório, em função do tempo (dessa forma provendo um perfil de produção de petróleo de “baixa salinidade”).
[0076] Em alguns exemplos, o tempo no qual petróleo incremental avança para dentro do poço(s) de produção também pode ser modelado ou inferido dos dados de saída de baixa salinidade.
[0077] A pessoa versada na técnica entenderá que um ou mais de dados de saída de baixa salinidade (a) a (c), preferivelmente, todos os dados de entrada de baixa salinidade (a) a (c) podem ser usados como dados de entrada adicionais para o simulador de reservatório ao calcular o volume(s) de petróleo e água que seria produzido a partir do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade, em função do tempo. A eficiência de varredura volumétrica provê uma indicação da fração do reservatório que foi varrido ou não varrido pela água injetada.
[0078] A simulação do reservatório pode ser então executada novamente usando os dados de entrada comuns e os dados de entrada de baixa salinidade para prover dados de saída de alta salinidade incluindo: (e) a eficiência de varredura volumétrica para as uma ou mais camadas do reservatório; (f) o tempo no qual água de alta salinidade avançará dentro do poço(s) de produção; (g) pressões no poço(s) de injeção e poço(s) de produção, em particular, as pressões no poço(s) de injeção e poço(s) de produção na profundidade(s) da camada(s) de petróleo do reservatório; e (h) os volumes de petróleo e água que seriam produzidos a partir do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de alta salinidade, em função do tempo (dessa forma provendo um perfil de produção de “alta salinidade”).
[0079] A pessoa versada na técnica entenderá que um ou mais dos dados de saída de alta salinidade (a) a (c), preferivelmente, todos os dados de saída de alta salinidade (a) a (c) podem ser usados como dados de entrada adicionais para o simulador de reservatório ao calcular os volumes de petróleo e água que seriam produzidos a partir do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de alta salinidade, em função do tempo.
[0080] A pessoa versada na técnica entenderá que, em qualquer ponto no tempo, a diferença no volume de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção entre a injeção contínua de água de alta salinidade simulada e a injeção contínua de água de baixa salinidade simulada, é uma estimativa para o volume de petróleo incremental que pode ser potencialmente obtido durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade do reservatório.
[0081] A correspondência histórica é então realizada pela inserção de dados de medição do reservatório no modelo de reservatório. Estes dados de medição do reservatório incluem o tempo no qual petróleo incremental avançou dentro do poço(s) de produção (como determinado pela detecção de uma mudança na assinatura da composição após injeção para os compostos contendo oxigênio no petróleo comparado com a assinatura composicional de referência para o petróleo). Preferivelmente, os dados de medição do reservatório também incluem um ou mais de: a) O volume de água de baixa salinidade injetada dentro do poço(s) de injeção em função do tempo, por exemplo, o volume de água de baixa salinidade injetada em cada poço de injeção por dia; b) O volume de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção em função do tempo, por exemplo, o volume de petróleo produzido de cada poço de injeção por dia; c) O volume de água produzido a partir do poço(s) de produção em função do tempo, por exemplo, o volume de água produzido de cada poço de produção por dia; d) A fração de água para o reservatório em função do tempo (em que “fração de água” é a razão do volume de água para o volume de petróleo produzido do reservatório), em particular, a fração de água para cada poço de produção em função do tempo; e) As pressões no fundo do poço no poço(s) de injeção e poço(s) de produção na profundidade(s) da camada(s) de petróleo do reservatório em função do tempo; f) A salinidade da água produzida em função do tempo; g) As concentrações de íons selecionados na água produzida em função do tempo, por exemplo, as concentrações de cátions divalentes tais como cátions de magnésio ou cálcio em função do tempo; h) O tempo no qual água de baixa salinidade avançou dentro do poço(s) de produção; i) No caso em que um poço de monitoramento penetra no reservatório (como discutido abaixo), a saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório que circunda o poço de monitoramento em função do tempo e/ou a salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório que circunda o poço de monitoramento em função do tempo; j) Se disponível, dados de imagens sísmicas quadridimensionais (4-D), isto é, dados de imagens sísmicas obtidos em um ou mais pontos no tempo após o início de produção de petróleo do reservatório.
[0082] A correspondência histórica dos dados de saída da simulação do reservatório (incluindo os volumes de produção de petróleo previstos para a simulação da injeção contínua de água de baixa salinidade) com os dados de medição do reservatório é a seguir realizada pelo ajuste de incertezas nos dados de entrada (por exemplo, incertezas no modelo geológico estático, incertezas nos dados petrofísicos ou, incertezas nos dados de permeabilidade relativa). Estes ajustes continuam até que uma correspondência seja obtida entre os dados de saída do simulador de reservatório e os dados de medição do reservatório. A pessoa versada na técnica entenderá que conforme a injeção contínua de água de baixa salinidade prossegue, a etapa da correspondência histórica pode ser repetida, uma ou mais vezes, tal que os dados de saída da simulação do reservatório continuam a corresponder intimamente aos dados de medição do reservatório. A correspondência histórica da injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser realizada pelo ajuste de incertezas somente nos dados de entrada de baixa salinidade, somente nos dados de entrada comuns ou em ambos os dados de entrada comuns e os dados de entrada de baixa salinidade. Quando a incerteza nos dados de entrada comuns é ajustada, os dados de entrada comuns com correspondência histórica também podem ser usados em uma simulação do reservatório de alta salinidade.
[0083] O simulador de reservatório validado (que passou por correspondência histórica) pode então ser usado em modo preditivo para estimar a produção futura de petróleo incremental a partir do reservatório que surge da injeção contínua de água de baixa salinidade ou para prover estratégias para gerenciamento melhorado da injeção contínua de água de baixa salinidade no reservatório, por exemplo, ao modelar mudanças nas quantidades de água de baixa salinidade injetada em um ou mais dos poços de injeção ou ao interromper a injeção de água de baixa salinidade em um ou mais dos poços de injeção e início da injeção de água de baixa salinidade em um ou mais poços de injeção diferentes.
[0084] Ainda em um aspecto adicional da presente invenção, a mudança na assinatura composicional para os compostos contendo oxigênio no petróleo em relação à amostra de petróleo de referência pode ser usada para prover uma estimativa para a quantidade de petróleo incremental produzido a partir do reservatório. Como discutido acima, uma correspondência histórica da simulação do reservatório é realizada após avanço do petróleo incremental para dentro do poço(s) de produção do reservatório tal que os volumes previstos de petróleo produzido e água para a injeção contínua de água de baixa salinidade correspondem aos volumes atuais de petróleo e água produzidos a partir do reservatório. A correspondência histórica da simulação do reservatório é realizada em uma base regular à medida que a injeção contínua de água de baixa salinidade prossegue tal que os volumes previstos de petróleo produzidos e água obtidos usando o simulador de reservatório continuam a corresponder intimamente aos volumes atuais de petróleo e água produzidos do reservatório. Após a correspondência histórica dos dados de saída da simulação do reservatório com os dados de medição do reservatório, uma estimativa para a produção de petróleo incremental alcançada como um resultado da injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser obtida executando o simulador de reservatório com correspondência histórica usando os dados de entrada de baixa salinidade. Por exemplo, o simulador de reservatório com correspondência histórica usa os dados de entrada comuns com correspondência histórica ou quaisquer outros dados de entrada que passaram por correspondência histórica. O simulador de reservatório com correspondência histórica, portanto, provê volumes previstos de petróleo produzido e água que teriam sido alcançados se o reservatório fosse injetado com a água de injeção de alta salinidade de referência e não a água de injeção de baixa salinidade. A diferença no volume(s) atual de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção do reservatório e os volumes previstos obtidos usando a simulação do reservatório de alta salinidade que passou por correspondência histórica provê uma estimativa para o volume de petróleo incremental que surge da injeção contínua de água de baixa salinidade. Como discutido acima, a correspondência histórica da simulação do reservatório de baixa salinidade é realizada em uma base regular durante a injeção contínua de água de baixa salinidade do reservatório. Consequentemente, cada simulação do reservatório que passou por correspondência histórica pode ser executada usando os dados de entrada de baixa salinidade, dessa forma, provendo estimativas para a produção de petróleo incremental à medida que a injeção contínua de água de baixa salinidade progride.
[0085] A pessoa versada na técnica entenderá que quando a simulação do reservatório que passou por correspondência histórica é executada usando os dados de entrada de baixa salinidade, estimativas também podem ser providas para o período estendido de recuperação de petróleo seco alcançado como um resultado de uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade ou o período estendido de fração de água reduzida alcançada como um resultado de uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária. Assim, o tempo(s) medido no qual água de baixa salinidade avança para dentro do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade ou a fração(s) de água medida para os fluidos produzidos a partir do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária podem ser comparados com o tempo(s) de avanço da água modelado ou a fração(s) de água modelada obtidos quando a simulação do reservatório que passou por correspondência histórica é executada usando os dados de entrada de baixa salinidade.
[0086] O sistema 300, como mostrado na figura 3, pode ser usado para fazer a correspondência histórica de uma simulação do reservatório para dados de medição. O sistema 300 inclui um modelo de reservatório 308 que pode simular uma injeção contínua de água. O modelo de reservatório 308 inclui um módulo de baixa salinidade 310 e um módulo de alta salinidade 312. Quando o modelo de reservatório 308 usa o módulo de baixa salinidade 310, ele pode ser usado para modelar uma injeção contínua de água de baixa salinidade. Quando o modelo de reservatório 308 usa o módulo de alta salinidade 312, ele pode ser usado para modelar uma injeção contínua de água de alta salinidade. A CPU 318 pode fazer com que o modelo de reservatório 308 modele uma pluralidade de injeções contínuas de água simultaneamente ou individualmente. Os dados de medição do reservatório, usados em correspondência histórica dos dados de saída da simulação do reservatório, podem ser obtidos pelo modelo de reservatório 308 do componente de análise de HRMS 304. Por exemplo, estes dados de medição do reservatório podem compreender o tempo no qual petróleo incremental avançou dentro do poço(s) de produção (como determinado pela detecção de uma mudança na assinatura da composição após injeção para os compostos contendo oxigênio no petróleo comparado com a assinatura composicional de referência para o petróleo). Dados de medição do reservatório adicionais, listados acima, podem ser obtidos pelo modelo de reservatório 308 a partir de uma ou mais dentre a base de dados 326, disco rígido 316 ou equipamento de medição 22. O modelo de reservatório 308 pode então realizar a correspondência histórica para prever mais precisamente a quantidade de petróleo incremental produzido durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade.
[0087] Com base na saída(s) modelada das simulações do reservatório que passaram por correspondência histórica, o componente do modo operacional 306 pode determinar, por exemplo, quando interromper a injeção de água de baixa salinidade em um poço de injeção e quando iniciar a injeção de água de baixa salinidade em um poço de injeção diferente. O componente do modo operacional 306 obtém os resultados da análise realizada pelo modelo de reservatório e pode selecionar vários modos operacionais do sistema de deslocamento, consequentemente. O controlador do sistema de deslocamento 324 do sistema de deslocamento de petróleo bruto é conectado ao sistema 300. O controlador 324 aplica um ou mais modos operacionais determinados pelo componente do modo operacional 306. Em outro exemplo, o componente do modo operacional 306 pode determinar qual poço de injeção 10 injetar água de baixa salinidade com base na saída recebida do modelo de reservatório 308. Por exemplo, o modelo de reservatório pode prever que a injeção em um poço de injeção produza mais petróleo incremental do que se água fosse injetada em outro poço de injeção.
[0088] A figura 4 é um fluxograma que mostra um método 400 de correspondência histórica de uma simulação do reservatório de baixa salinidade com os dados de medição do reservatório. Em um exemplo, o método 400 é realizado usando o modelo de reservatório 308 da figura 3. O método 400 compreende, na etapa 402, a obtenção de dados de medição do reservatório. Por exemplo, o tempo(s) de produção no qual petróleo incremental avança para dentro do poço(s) de produção durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser determinado, usando o método 200 da figura 2 descrita acima. Os dados de medição do reservatório adicionais que podem ser obtidos incluem o volume(s) medido de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção durante a injeção contínua de água de baixa salinidade, em função do tempo.
[0089] Na etapa 404, o método compreende a entrada de dados de entrada comuns e dados de entrada de baixa salinidade na simulação do reservatório de baixa salinidade para simular a injeção contínua de água de baixa salinidade, em que os dados de entrada comuns e os dados de entrada de baixa salinidade têm incertezas associadas. A etapa 406 compreende a operação da simulação do reservatório de baixa salinidade com os dados de entrada comuns e os dados de entrada de baixa salinidade para gerar dados de saída de baixa salinidade, os dados de saída de baixa salinidade compreendendo um ou mais de: a eficiência de varredura volumétrica calculada para a camada(s) da rocha-reservatório, em função do tempo; o tempo(s) calculado no qual a água de baixa salinidade avança para dentro do poço(s) de produção; as pressões calculadas no poço(s) de injeção e poço(s) de produção na profundidade da camada(s) de petróleo do reservatório; e o volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção, sob condições de baixa salinidade, em função do tempo.
[0090] Na etapa 408, o método compreende a geração de um simulador de reservatório com correspondência histórica da injeção contínua de água de baixa salinidade por correspondência histórica dos dados de saída de baixa salinidade com os dados de medição do reservatório pelo ajuste das incertezas nos dados de entrada de baixa salinidade. Em alguns exemplos, a geração de um simulador de reservatório com correspondência histórica compreende o ajuste das incertezas nos dados de entrada comuns para gerar dados de entrada comuns que passaram por correspondência histórica.
[0091] O método também pode compreender opcionalmente a importação de um modelo geológico tridimensional (3-D) estático do reservatório no simulador de reservatório que mostra a camada(s) da rocha-reservatório e qualquer barreira(s) para o fluxo e a incorporação de dados petrofísicos, dados característicos da rocha, e dados de saturação de fluido, para a camada(s) da rocha- reservatório. Em alguns exemplos, estes dados de entrada também podem ser ajustados durante a correspondência histórica.
[0092] Opcionalmente, o volume de petróleo incremental produzido do reservatório pode ser estimado, em função do tempo, usando a simulação do reservatório que passou por correspondência histórica gerada de acordo com o método 400. Um método de estimativa do volume de petróleo incremental, em função do tempo, compreende: entrada dos dados de entrada de baixa salinidade no simulador de reservatório com correspondência histórica para simular uma injeção contínua de água de alta salinidade; operação do simulador de reservatório com correspondência histórica usando os dados de entrada comuns que passaram por correspondência histórica e os dados de entrada de baixa salinidade para gerar dados de saída de alta salinidade, os dados de saída de alta salinidade incluindo o volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção, sob condições de alta salinidade, em função do tempo; e estimativa do volume de petróleo incremental pela subtração do volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção, em função do tempo sob condições de alta salinidade a partir do volume(s) medido de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção durante a injeção contínua de água de baixa salinidade do reservatório, em função do tempo. Aqueles versados na técnica apreciarão que quaisquer, ou todos, os dados de entrada que passaram por correspondência histórica podem ser usados no simulador que passou por correspondência histórica.
[0093] Como mencionado acima, o reservatório pode ser opcionalmente penetrado por um poço de monitoramento dentro do qual uma ferramenta de perfilagem pode ser abaixada. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem pode ser operável para medir as saturações da água da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório ou a salinidade (teor total de sólidos dissolvidos) da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório pode ser disposta no poço de monitoramento. A figura 5 mostra tal poço de monitoramento 23 que penetra no reservatório 3. Neste exemplo, o poço de monitoramento 23 penetra no reservatório 3 entre o poço de injeção 10 e o poço de produção 1a. O poço de monitoramento 23 também compreende uma ferramenta de perfilagem 24 que pode, por exemplo, medir a saturação da água ou salinidade da água contida no reservatório 3.
[0094] As mudanças nas saturações da água (e consequentemente as mudanças nas saturações de petróleo) de uma ou mais das camadas de petróleo da rocha-reservatório podem estar correlacionadas com a produção de petróleo incremental a partir do poço de produção. A pessoa versada na técnica entenderá que uma mudança na saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório é indicativa de uma mudança na saturação de petróleo em que a porcentagem de saturação de petróleo é [100 - % de saturação da água]. Assim, para uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária, quando um banco de petróleo é varrido através da região do reservatório penetrado pelo poço de monitoramento, existirão mudanças na saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha- reservatório. Em particular, à medida que o banco de petróleo alcança o poço de monitoramento, haverá um aumento na saturação de petróleo e uma diminuição na saturação da água da rocha-reservatório (em comparação com uma saturação de petróleo de referência e saturação da água da rocha- reservatório no início da injeção contínua de água de baixa salinidade). À medida que a cauda do banco de petróleo se move para além do poço de monitoramento, haverá uma diminuição na saturação de petróleo e um aumento na saturação da água da rocha-reservatório (em comparação com uma saturação de petróleo de referência e saturação da água da rocha-reservatório no início da injeção contínua de água de baixa salinidade terciária). A pessoa versada na técnica entenderá que após a cauda do banco de petróleo ter passado pelo poço de monitoramento, a rocha-reservatório estará em saturação de petróleo residual, Sor.
[0095] Para uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade, haverá uma diminuição na saturação de petróleo e um aumento na saturação da água da rocha- reservatório à medida que a cauda do banco de petróleo passa pelo poço de monitoramento (em comparação com uma saturação de petróleo de referência e saturação da água da rocha-reservatório no início da injeção contínua de água secundária de baixa salinidade). A pessoa versada na técnica entenderá que após a cauda do banco de petróleo ter passado pelo poço de monitoramento, a rocha-reservatório estará em saturação de petróleo residual, Sor.
[0096] As mudanças na salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha- reservatório podem ser usadas para monitorar a taxa de avanço da frente da injeção contínua de água de baixa salinidade nas uma ou mais camada(s) de petróleo do reservatório. Assim, haverá uma diminuição na salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório à medida que a frente da injeção contínua de água de baixa salinidade passa pelo poço de monitoramento. Os dados associados com a detecção de água de baixa salinidade no poço de produção podem ser usados, portanto, para fazer a correspondência histórica do simulador de reservatório para prover maior incerteza para a previsão de quando a água de baixa salinidade avançará através de dentro do poço(s) de produção. Estes dados também podem ser usados para determinar quando aumentar a frequência, na qual amostras de petróleo após injeção são coletadas para a análise dos compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo produzido.
[0097] O artigo “Modeling Low-Salinity Waterflooding (SPE 102239)” por G. R. Jerauld et al. mostra como a saturação de petróleo e água e salinidade muda em função da distância a partir do poço de injeção durante injeções contínuas de água de baixa salinidade secundárias e terciárias. Jerauld et al. mostram “choques” na saturação em função da distância a partir do poço de injeção em um momento particular no tempo. Estes choques se referem a regiões onde a salinidade e saturações variam abruptamente à medida que petróleo e água são varridos através da rocha- reservatório. Uma pessoa versada na técnica apreciará que pelo monitoramento da salinidade ou saturação ao longo do tempo, a frente da água de baixa salinidade pode ser detectada à medida que ela passa pelo poço de monitoramento. Por exemplo, ao representar a salinidade ou saturação ao longo do tempo, “choques” como descrito em Jerauld et al podem ser identificados.
[0098] Em outro exemplo, diferenças nas medições de salinidade e saturação de referência e após injeção podem ser detectadas. Uma diferença entre uma ou mais medições após injeção pode ser detectada que é característica da frente da injeção contínua de água de baixa salinidade. Por exemplo, a diferença pode ser um aumento, uma diminuição ou uma variância. Por exemplo, a diferença identificada pode ser um aumento, diminuição ou variância de pelo menos 50%, pelo menos 75%, ou pelo menos 90%. Tipicamente, a salinidade da água de referência contida no espaço poroso da rocha-reservatório pode ser na faixa de 15.000 a 350.000 ppmv. A salinidade da água após injeção contida no espaço poroso da rocha-reservatório, após a frente da água de baixa salinidade ter passado pelo poço de monitoramento, pode estar na faixa de 200 a 12.000 ppmv, preferivelmente 500 a 10.000 ppmv, mais preferivelmente, 500 a 5.000 ppmv.
[0099] Em outro exemplo, a frente da água de baixa salinidade pode ser detectada em um poço de monitoramento pela detecção da presença de um traçador que foi introduzido na água de baixa salinidade. Este traçador poderia ser usado para prever quando a frente da injeção contínua de água de baixa salinidade alcançar um poço de produção.
[00100] Na figura 6, é provido um método 600 para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo 3 compreendido de uma pluralidade de camadas de rocha-reservatório em que o reservatório 3 é penetrado por pelo menos um poço de injeção 10, pelo menos um poço de produção 1a e pelo menos um poço de monitoramento 23 localizado entre o poço de injeção 10 e poço de produção 1a, o método compreendendo, na etapa 610, introdução do equipamento de perfilagem 24 dentro do poço de monitoramento 23. Em um exemplo, o equipamento de perfilagem pode detectar a presença de um traçador na água. Em outro exemplo, o equipamento de perfilagem 24 é operável para monitorar mudanças na saturação da água de uma ou mais camadas de rocha-reservatório 3, mudanças na salinidade da água contida dentro do espaço poroso da camada(s) de rocha- reservatório 3, ou mudanças em ambas a saturação da água e salinidade da água. O método 600 pode ser completamente ou parcialmente realizado pelo sistema 300.
[00101] Em um exemplo, o método opcionalmente compreende utilização do equipamento de perfilagem 24 para estabelecer leituras de referência. Por exemplo, leituras de referência podem ser estabelecidas para a saturação da água de uma ou mais de camadas de petróleo de rocha- reservatório 3, leituras de referência para a salinidade da água contida no espaço poroso de uma ou mais das camadas de petróleo da rocha-reservatório 3, ou leituras de referência para ambas a saturação da água e salinidade da água. Se a presença de um traçador está sendo detectada para detectar a frente da injeção contínua de água de baixa salinidade, uma medição de referência pode não ser exigida.
[00102] Na etapa 620, o método compreende começar a injeção contínua de água pela injeção de uma água de baixa salinidade no reservatório 3 a partir do poço de injeção 10 e recuperação do petróleo a partir do poço de produção 1a. Em um exemplo, um traçador é opcionalmente introduzido na água de baixa salinidade. A salinidade da água de baixa salinidade já pode ser conhecida.
[00103] Na etapa 630, o método compreende a utilização do equipamento de perfilagem ao longo do tempo. Por exemplo, leituras após injeção podem ser coletadas ao longo do tempo para a saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório, para a salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha- reservatório, ou para ambas a saturação da água e salinidade da água. Em um exemplo, leituras após injeção são coletadas para detectar a presença do traçador.
[00104] A etapa 630 compreende ainda a determinação do período de tempo, t1, entre o início da injeção de água de baixa salinidade no reservatóio a partir do poço(s) de injeção e a detecção da frente da água de baixa salinidade no poço de monitoramento. Por exemplo, esta pode compreender a identificação de uma diferença entre uma ou mais das leituras após injeção e as leituras de referência para a saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha- reservatório, a salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório, ou ambas a saturação da água e salinidade da água, tal que a diferença seja operável para identificar uma mudança na saturação da água na camada(s) de petróleo de rocha-reservatório, uma mudança na salinidade da água contida no espaço poroso da camada(s) de petróleo de rocha-reservatório, ou uma mudança em ambas a saturação da água e salinidade da água na vizinhança do poço de monitoramento característico da frente da injeção contínua de água de baixa salinidade que alcança o poço de monitoramento. Em outro exemplo, a presença do traçador é detectada que é característica da frente da injeção contínua de água de baixa salinidade que alcança o poço de monitoramento.
[00105] A etapa 630 compreende ainda, a determinação da distância entre poços, L1, entre o poço(s) de injeção e poço de monitoramento, e cálculo da velocidade, v, na qual a frente da água de baixa salinidade avança através do reservatório em que v = L1/t1. A etapa 630 também compreende a determinação da distância entre poços, L2, entre o poço de monitoramento e poço(s) de produção e uso da velocidade de avanço frontal, v, para prever o tempo, t2, na qual a água de baixa salinidade avança para dentro do poço de produção em que t2 = t1 + L2/v. As distâncias L1 e L2 são descritas na figura 5.
[00106] Na etapa 640, o método compreende a coleta de uma amostra de petróleo de referência a partir do reservatório e análise da amostra de petróleo de referência para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo.
[00107] Na etapa 650, o método compreende a coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço(s) de produção ao longo do tempo e análise das amostras de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para identificar uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água de baixa salinidade.
[00108] A etapa 650 é repetida com aumento da frequência ou tempo reduzido entre medições à medida que o tempo se aproxima do tempo previsto, t2, no qual água de injeção de baixa salinidade avança para dentro do poço de produção.
[00109] Na etapa 660, o método compreende uso da diferença identificada entre as assinaturas composicionais após injeção e de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para determinar o tempo no qual petróleo incremental avança para dentro do poço de produção.
[00110] Quaisquer dados de saturação de petróleo residual obtidos para a camada(s) de petróleo da rocha- reservatório pela medição da saturação da água das camadas de rocha-reservatório após a cauda do banco de petróleo (em modo de recuperação terciária) ou a cauda do banco de petróleo incremental (em modo de recuperação secundária) ter passado pelo poço de monitoramento também podem ser inseridos em um simulador de reservatório tal como modelo de reservatório 308 para uso na correspondência histórica da simulação do reservatório com os volumes ou petróleo produzido e água. Por exemplo, o equipamento de perfilagem pode fazer parte de equipamento de medição 22 como mostrado na figura 3.
[00111] As amostras de petróleo de referência e após injeção são como definidas acima.
[00112] Onde há mais do que um poço de injeção 10 e mais do que um poço de produção 1a-1d, é preferido que um poço de monitoramento 23 seja provido para cada par de poços de injeção e de produção.
[00113] O equipamento de perfilagem 24 pode incluir uma ferramenta de perfilagem de resistividade, uma ferramenta de perfilagem de RMN ou qualquer outra ferramenta de perfilagem tendo a capacidade de identificar mudanças na saturação da água da camada(s) de petróleo de rocha- reservatório ou mudanças na salinidade da água contida no espaço poroso das camadas de petróleo de rocha- reservatório. Onde o equipamento de perfilagem 24 inclui uma ferramenta de perfilagem de resistividade ou uma ferramenta de ressonância magnética nuclear (RMN), o poço de monitoramento é preferivelmente provido com um invólucro de fibra de vidro para impedir o ingresso de fluidos do reservatório dentro do poço de monitoramento.
[00114] Preferivelmente, o poço de monitoramento 23 é disposto substancialmente paralelo ao poço de produção 1a- 1d. Preferivelmente, o poço de monitoramento 23 é localizado próximo ao poço de produção 1a-1d tal que mudanças na saturação da água das camadas de rocha- reservatório 3 no poço de monitoramento 23 são uma boa correspondência para mudanças na saturação da água das camadas de rocha-reservatório 3 no poço de produção 1a-1d. Preferivelmente, o poço de monitoramento 23 está dentro de 30,5 m (100 pés), mais preferivelmente, dentro de 15,2 m (50 pés) do poço de produção 1a-1d, em particular, dentro de 7,6 m (25 pés) do poço de produção 1a-1d. Adequadamente, o poço de monitoramento 23 está localizado 3,0 a 30,5 m (10 a 100 pés), preferivelmente, 4,6 a 15,2 m (15 a 50 pés), em particular, 4,6 a 7,6 m (15 a 25 pés) a partir do poço de produção 1a-1d.
[00115] As amostras de petróleo após injeção podem ser coletadas seja continuamente ou intermitentemente, como descrito acima. Adequadamente, a amostra de petróleo de referência e amostras de petróleo após injeção podem ser analisadas para uma assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo usando HRMS, como descrito acima.
[00116] A pessoa versada na técnica entenderá que água é tipicamente coproduzida com o petróleo a partir do poço(s) de produção 1a-1d. Consequentemente, os fluidos produzidos a partir do reservatório são tipicamente separados em uma fase de petróleo, fase de água e gase de gás em uma instalação de produção e amostras do petróleo separado são a seguir analisadas quanto aos compostos orgânicos contendo oxigênio, como descrito acima. Opcionalmente, a água produzida também pode ser amostrada ao longo do tempo e analisada quanto a um aumento na concentração de um ou mais íons, por exemplo, íons Fe2+, Ca2+, Mg2+ e Sr2+, em particular, íons Ca2+ e Mg2+, associados com avanço de uma água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção 1a-1d. As amostras de água produzida também podem ser analisadas quanto a uma diminuição no teor total de sólidos dissolvidos (TDS) (salinidade) associado com o avanço da água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção 1a-1d. A pessoa versada na técnica entenderá que para uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade, após avanço da água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção 1a-1d, a água produzida compreende uma mistura de água conata (a água originalmente no lugar no reservatório) e água de baixa salinidade. Para uma injeção contínua de água terciária, após o avanço da água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção, a água produzida compreende tipicamente uma mistura de: (a) água conata, (b) qualquer água injetada anteriormente (por exemplo, uma água de alta salinidade), e (c) a água de baixa salinidade injetada. A água produzida pode ser amostrada seja continuamente ou intermitentemente. O avanço do banco de petróleo incremental pode ocorrer antes do avanço da água de baixa salinidade dentro do poço de injeção. No entanto, devido a heterogeneidades no reservatório, por exemplo, diferenças nas permeabilidades das camadas de petróleo do reservatório, pode haver avanço de água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção de uma ou mais das camadas de petróleo com maior permeabilidade antes do avanço do banco de petróleo incremental de uma ou mais das camadas de petróleo de menor permeabilidade.
[00117] As informações referentes ao avanço de água de baixa salinidade dentro do poço(s) de produção junto com as informações referentes à presença de petróleo incremental no petróleo produzido a partir do poço(s) de produção permitem gerenciamento mais eficaz da injeção contínua de água de baixa salinidade. Assim, a progressão da varredura da injeção contínua de água de baixa salinidade pode ser facilmente identificada pela comparação de amostras de petróleo produzido e opcionalmente água produzida coletada ao longo do tempo nos um ou mais poços de produção (em relação às amostras de referência de petróleo e água produzida). Etapas apropriadas podem ser então coletadas para controlar fração de água, petróleo desviado alvo, se identificado, e prolongar a vida do poço.
[00118] Opcionalmente, um traçador pode ser adicionado à água de injeção de baixa salinidade e a água produzida é analisada quanto à presença de traçador que é indicativo de avanço da água de baixa salinidade no poço(s) de produção.
[00119] Onde há mais do que um poço de produção, é preferido que petróleo seja amostrado de cada um dos poços de produção e as amostras de petróleo de cada um dos poços de produção são analisadas para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo. Assim, a identificação da presença ou ausência de assinaturas composicionais para compostos orgânicos contendo oxigênio que são indicativos de petróleo incremental nos vários poços de produção permite que o progresso da injeção contínua de água de baixa salinidade seja monitorado, em particular, pela identificação de regiões do reservatório onde petróleo incremental não foi produzido. Onde há mais do que um poço de injeção e um traçador é adicionado à água de injeção de baixa salinidade, é preferido que um traçador diferente seja usado para cada poço de injeção, dessa forma, permitindo o movimento da água de injeção de baixa salinidade através do reservatório a ser monitorado (isto é, movimento entre diferentes pares de poço de injeção e produção).
[00120] Em adição, para uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária, a razão de petróleo para água (o/w) dos fluidos produzidos a partir do poço(s) de produção pode ser monitorada pela determinação da taxa de produção total para os fluidos produzidos (petróleo, água e gás) e as taxas de produção para as correntes de petróleo produzido e água que são separadas na instalação de produção. Um aumento na razão o/w é indicativo de um banco de petróleo incremental que chega em um ou mais dos poços de produção. Se possível, a razão o/w para cada poço de produção pode ser monitorada por amostragem dos fluidos removidos de cada poço de produção.
[00121] As amostras de petróleo produzido podem ser analisadas na instalação de produção ou podem ser analisadas em um laboratório remoto a partir da instalação de produção. Similarmente, as amostras de água produzida podem ser analisadas na instalação de produção ou podem ser analisadas em um laboratório remoto a partir da instalação de produção. A fim de mitigar o risco de quaisquer mudanças na composição química das amostras, as amostras podem ser refrigeradas antes da análise (por exemplo, podem ser resfriadas até uma temperatura menor do que 10°C, em particular, uma temperatura na faixa de 3 a 5°C). O risco de quaisquer mudanças na composição química das amostras pode ser ainda mitigado ao assegurar que oxigênio seja excluído das amostras. Em particular, as amostras podem ser armazenadas sob uma atmosfera inerte, por exemplo, sob uma atmosfera de nitrogênio. Preferivelmente, as amostras de petróleo produzido são armazenadas por menos do que 1 mês, mais preferivelmente, menos do que 2 semanas, em particular, menos do que 1 semana antes da análise.
[00122] Como discutido acima, os métodos 200, 400 e 600 podem ser realizados durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade secundária ou terciária.
[00123] Pode haver um poço de injeção e um poço de produção, mas preferivelmente pode haver mais do que um poço de injeção e mais do que um poço de produção. Pode haver muitos relacionamentos espaciais diferentes entre o, ou cada, poço de injeção e o, ou cada, poço de produção. Os poços de injeção podem ser localizados em torno de um poço de produção. Alternativamente, os poços de injeção podem ser dispostos em duas ou mais fileiras entre cada um dos quais são localizados poços de produção. Padrões de injeção comuns para campos terrestres são injeção em linha direta, injeção escalonada, de dois pontos, três pontos, quatro pontos, cinco pontos, sete pontos e nove pontos. Os padrões são denominados normais ou regulares quando eles incluem somente um poço de produção por padrão. Os padrões são descritos como invertidos quando eles incluem somente um poço de injeção por padrão. A pessoa versada na técnica saberá como operar os poços de injeção de uma “injeção contínua de água padrão” para alcançar máxima recuperação de petróleo durante a injeção contínua de água de baixa salinidade.
[00124] O padrão de injeção contínua de água pode ser alterado durante o período de operação de um reservatório para mudar a direção de fluxo em um reservatório com o intuito de contatar o petróleo não varrido. Também é comum reduzir o tamanho padrão de injeção contínua de água ao preencher a perfuração, o que melhora a recuperação de petróleo ao aumentar a continuidade do reservatório entre poços de injeção e poços de produção. No entanto, isto é menos viável para reservatórios offshore devido ao alto custo da perfuração de enchimento. Os métodos 200, 400 e 600 podem ser usados para determinar os locais ideais para a perfuração de enchimento com base na presença ou ausência de uma diferença na assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo produzido a partir de poços de produção existentes (e a magnitude de qualquer tal diferença).
[00125] A presente invenção será agora ilustrada por referência aos seguintes Exemplos.
[00126] Os seguintes exemplos dos resultados experimentais são úteis para mostrar como a assinatura composicional para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo móvel varia antes e durante uma injeção contínua de água. A mudança nas assinaturas pode ser atribuída à produção de petróleo incremental. Instalação de análise de testemunho por lavagem
[00127] Os experimentos de análise de testemunho por lavagem foram realizados usando instalações de análise de testemunho por lavagem operadas em condições de não reservatório (referidas na técnica como “condições reduzidas”) de uma temperatura de até 75°C e uma pressão de poro de 20 bar (2 x 106 Pa) absoluto com uma maior pressão confinante de até 60 bar (6 x 106 Pa) absoluto. A instalação de análise de testemunho por lavagem empregou fluidos mortos (petróleo e água tendo nenhum gás dissolvido nas condições do teste). Preparação de plugue de testemunho
[00128] Os plugues de testemunho (amostras de rocha), nominalmente 3" (7,62 cm) de comprimento por 1,5" (3,81 cm) em diâmetro foram usados para o estudo. No entanto, a pessoa versada na técnica entenderá que diferentes plugues de testemunho dimensionados também podem ser usados. Os plugues de testemunho foram preparados de testemunhos de arenito coletados de reservatórios de petróleo (testemunhos A, B, C, D, E e I) ou de um bloco de afloramento rochoso (testemunhos F, G e H). Por “testemunho” se entende uma seção cilíndrica de uma rocha-reservatório obtida por perfuração na rocha com uma perfuração de testemunho que compreende uma ferramenta de corte anular rotativa e um dispositivo de armazenamento de testemunho cilíndrico. Pode haver heterogeneidade significativa nas propriedades da rocha entre diferentes camadas de rocha do testemunho.
[00129] As porosidades, permeabilidades à água (Kw) em 100% de saturação da água (Sw = 1) e composições minerais das amostras de testemunho são mostradas na Tabela 1. No caso de amostras de afloramento rochoso, as composições minerais tiveram valores médios determinados a partir de medições de difração de raios X (XRD) feitas em várias amostras de afloramento rochoso. Para as amostras de testemunho C e E, as composições minerais foram estimadas usando uma amostra de rocha adjacente à amostra de testemunho usada no estudo de análise de testemunho por Os dados de XRD não estavam disponíveis para a amostra de testemunho D. Tabela 1 - Análises da Rocha
[00130] “Outros minerais” na Tabela 1 se refere a minerais cristalinos que não quartzo e argilas incluindo dolomita, calcita, feldspatos, siderita, plagioclase, pirita, halita, hematita, goethita e barita.
[00131] Cada amostra de testemunho foi primeiro restaurada, isto é, a amostra foi limpa usando solventes miscíveis (por exemplo, metanol e tolueno) tal que a amostra de testemunho estivesse tão próximo a estar em uma condição “umectada com água” quanto possível. Esta limpeza continuou até que o efluente da amostra de testemunho estivesse incolor. Após a limpeza, a amostra de testemunho foi colocada em um suporte de testemunho hidrostático e foi saturada com uma água conata de alta salinidade. A composição da água conata usada em cada Exemplo é dada na Tabela 4. Após um rendimento de aproximadamente 10 volumes de poro (PV) da água conata, a amostra de testemunho foi removida do suporte de testemunho hidrostático e a saturação inicial da água foi configurada na amostra de testemunho usando o procedimento descrito abaixo.
[00132] É essencial que cada amostra de testemunho tivesse um valor representativo de saturação inicial da água (Swi). A saturação inicial da água para a amostra de testemunho foi alcançada por uma técnica de dessaturação da placa porosa, usando o gás fortemente não molhante, nitrogênio. Esta técnica é bem-conhecida pela pessoa versada na técnica e não será mais discutida aqui. Uma vez que a saturação inicial da água foi adquirida, a amostra de testemunho foi carregada em um suporte de testemunho hidrostático e saturada com um petróleo refinado sob contrapressão. Um teste de dispersão (discutido abaixo) foi a seguir realizado para determinar o valor de Swi adquirido.
[00133] A amostra de testemunho foi então carregada em um suporte de testemunho e lentamente elevada em pressão e temperatura até as condições de teste.
[00134] O petróleo refinado foi então deslocado miscivelmente nas condições de teste por um petróleo bruto por meio de uma lama pesada de tolueno de 0.5 PV. Assim, uma lama pesada de tolueno foi injetada na amostra de testemunho antes da injeção do petróleo bruto. O tolueno é miscível com ambos o petróleo refinado e o petróleo bruto e, portanto, permite que o petróleo refinado seja prontamente deslocado pelo petróleo bruto. Após a pressão diferencial através da amostra de testemunho ter estabilizado, a permeabilidade eficaz da amostra de testemunho ao petróleo bruto foi determinada usando uma técnica bem-conhecida pela pessoa versada na técnica. A amostra de testemunho foi então envelhecida, em temperatura, no petróleo bruto por uma semana (Exemplos 1 a 8 e 10 a 13) ou três semanas (Exemplo 9). Durante o período de envelhecimento, o petróleo bruto foi substituído imediatamente antes do início da injeção contínua de água da amostra de testemunho. O petróleo bruto também foi substituído semanalmente durante o processo de envelhecimento para o Exemplo 9. Um mínimo de um volume de poro do petróleo bruto foi injetado na amostra de testemunho e uma quantidade suficiente de petróleo bruto foi usada para alcançar uma queda de pressão constante (pressão diferencial) através da amostra de testemunho.
[00135] Os petróleos brutos usados no processo de envelhecimento têm as propriedades mostradas na Tabela 2. Tabela 2 - Propriedades dos Petróleos Brutos
* O petróleo bruto 2 foi diluído com dodecano para reduzir sua viscosidade.
[00136] Todos os testes de análise de testemunho por lavagem foram realizados sob condições de estado instável usando procedimentos bem-conhecidos pela pessoa versada na técnica.
[00137] As águas foram injetadas nas amostras de testemunho nas taxas de injeção mostradas na Tabela 4 (que são taxas de avanço frontal típicas para uma injeção contínua de água em um reservatório).
[00138] Testes secundários de análise de testemunho por lavagem foram realizados usando uma água única (uma água de baixa salinidade). Os testes de análise de testemunho por lavagem com as águas de baixa salinidade secundárias foram deixados continuar até que as leituras de pressão diferencial e produção de petróleo alcancassem o equilíbrio. No contexto da produção de petróleo, equilíbrio foi alcançado quando nenhum petróleo foi observado no efluente que foi removido da amostra de testemunho. A permeabilidade da amostra de testemunho à água em saturação de petróleo residual (restante) foi então medida usando uma técnica bem-conhecida pela pessoa versada na técnica.
[00139] Os testes terciários de análise de testemunho por lavagem foram realizados com uma água de alta salinidade em modo de recuperação secundária seguido por uma água de baixa salinidade em modo de recuperação terciária. A injeção contínua de água com a água de alta salinidade secundária foi deixada continuar até que as leituras de pressão diferencial e produção de petróleo alcancem o equilíbrio. A injeção contínua de água com a água de baixa salinidade foi então começada e continuou até que as leituras de pressão diferencial e produção de petróleo alcancem o equilíbrio. Novamente, no contexto da produção de petróleo, equilíbrio foi alcançado quando nenhum petróleo foi observado no efluente removido da amostra de testemunho. A permeabilidade das amostras de testemunho à água em saturação de petróleo residual (restante) foi a seguir medida.
[00140] As composições das águas usadas nos testes de análise de testemunho por lavagem são ostradas na Tabela 3. Tabela 3 - Composições da Água
a. Água de cristalização não contribui para TDS. Tabela 4 - Testes de análise de testemunho por lavagem 
[00141] Durante os testes de análise de testemunho por lavagem, amostras de petróleo e efluente aquoso produzido foram coletadas e a quantidade de petróleo produzida sob condições diferentes de injeção contínua de água foi determinada.
[00142] No final da sequência de injeções contínuas de água, a saturação de petróleo final da amostra de testemunho foi determinada por meio de um teste de dispersão (como descrito abaixo) dessa forma assegurando balanceamento de massa eficaz durante a sequência de injeção contínua de água.
[00143] Os testes de dispersão foram usados em diferentes estágios da preparação da amostra de testemunho e os experimentos de análise de testemunho por lavagem. O objetivo de um teste de dispersão é medir o volume de fluido dentro da amostra de testemunho em difernetes estágios dos experimentos. Por exemplo, um teste de dispersão realizado em uma amostra de testemunho que está em 100% de saturação da água proverá o volume de poro e a porosidade da amostra de testemunho, uma dispersão realizada na amostra de testemunho quando em saturação inicial da água (Swi) ou em saturação de petróleo residual (Sor) proverá uma medida destes valores de saturação. Assim, os resultados do teste de dispersão proveem garantia de qualidade para os dados volumétricos que são obtidos durante os experimentos de análise de testemunho por lavagem.
[00144] Em um teste de dispersão, um fluido não dopado localizado no espaço poroso da amostra de testemunho pode ser deslocado miscivelmente por fluido dopado, ou um fluido dopado localizado no espaço poroso da amostra de testemunho pode ser deslocado miscivelmente por um fluido não dopado. Assim, um fluido aquoso não dopado pode ser deslocado miscivelmente por um fluido aquoso dopado ‘iodeto’ (ou vice-versa) enquanto um fluido oleico não dopado pode ser deslocado miscivelmente por um fluido oleico dopado ‘iododecano’ (ou vice-versa). O fluido oleico dopado pode ser um petróleo refinado dopado. A densidade do fluido (efluente) deslocado miscivelmente é determinada ao longo do tempo ao coletar amostras do efluente. As densidades das amostras de efluente são normalizadas até a densidade do fluido dopado (pamostra = pefluente/pfluido dopado ) e as densidades normalizadas são traçadas contra o volume de efluente deslocado do testemunho quando cada uma das amostras de efluente foi coletada. O volume do fluido móvel (fluido aquoso ou oleico) dentro da amostra de testemunho é então calculado a partir do volume do fluido deslocado presente nas amostras de efluente. Assim, o volume de fluido móvel pode ser deduzido a partir das densidades e volumes de cada uma das amostras de efluente.
[00145] Quando um teste de dispersão é realizado para uma amostra de testemunho em 100% de saturação da água, fluidos aquosos são usados e o teste dá um valor para o volume de poro total da amostra de testemunho.
[00146] Quando um teste de dispersão é realizado com uma amostra de testemunho em saturação inicial da água, Swi, parte do volume de poro da amostra de testemunho é ocupada por uma fase de petróleo móvel, com o restante do volume de poro ocupado por uma fase aquosa imóvel. O teste de dispersão, portanto, usa um petróleo dopado com iododecano (fluido oleico) como o fluido de deslocamento. Consequentemente, o volume de fluido aquoso no espaço poroso da amostra de testemunho em Swi é: Volume de fluido aquoso = Volume de poro total - Volume de petróleo.
[00147] Quando um teste de dispersão é realizado com uma amostra de testemunho em saturação de petróleo residual, Sor, parte do volume de poro da amostra de testemunho é ocupada por uma fase aquosa móvel com o restante do espaço poroso ocupado por uma fase de petróleo imóvel. O teste de dispersão usa, portanto, um fluido aquoso dopado com iodeto. Consequentemente, o volume de petróleo no espaço poroso da amostra de testemunho em Sor é: Volume de petróleo = Volume de poro total - Volume de fluido aquoso.
[00148] Assim, contanto que o volume de poro total da amostra de testemunho tenha sido determinado, o volume de petróleo restante na amostra de testemunho pode ser determinado.
[00149] Como discutido acima, durante a sequência de injeções de testemunho, amostras de petróleo produzido e efluente aquoso produzido foram coletadas e o volume de petróleo produzido sob diferentes condições de injeção contínua de água foi determinado.
[00150] A produção de petróleo incremental percentual foi a seguir calculada de: [(Sor - Sor1)/(Soi - Sor)] x 100% Com Soi (a saturação inicial do petróleo) sendo calculado de: Soi= (volume de poro de hidrocarboneto)/volume de poro total.
[00151] O volume de poro de hidrocarboneto foi determinado a partir dos testes de dispersão realizados com a amostra de testemunho em saturação inicial da água, Swi. O volume de poro total foi determinado a partir dos testes de dispersão com todo o volume de poro da amostra de testemunho cheio com água, isto é, antes da aquisição de Swi.
[00152] A saturação de petróleo residual, Sor, foi então calculada a partir do volume de petróleo produzido durante a injeção contínua de água secundária: Sor = Soi - [petróleo produzido de injeção contínua de água secundária/volume de poro total]. Sor1 foi determinado usando o volume de petróleo produzido durante a injeção contínua de água terciária: Sor1 = Sor- [petróleo produzido na injeção contínua de água terciária/volume de poro total].
[00153] A quantidade total de petróleo produzido foi comparada com a saturação de petróleo residual final dos testemunhos, como determinado a partir dos testes de dispersão, para assegurar balanceamento de massa eficaz durante as injeções contínuas de água.
[00154] Nos testes de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade terciária, um aumento na recuperação de petróleo de pelo menos 1,5% sobre o teste de análise de testemunho por lavagem de alta salinidade secundária anterior foi coletado como sendo indicativo de recuperação incremental do petróleo. E
[00155] Várias amostras de petróleo dos experimentos de análise de testemunho por lavagem foram selecionadas para análise adicional usando a Espectrometria de Massa de Alta Resolução (HRMS). Estas amostras de petróleo foram diluídas em um solvente aromático tal como tolueno ou xileno. As amostras que tinham que ser ionizadas usando as técnicas de ESI(+) ou ESI(-) foram então diluídas em um álcool. As amostras de petróleo dos experimentos de análise de testemunho por lavagem foram analisadas usando um ou mais dos seguintes instrumentos (analisadores) de espectrometria de massa: instrumentos de espectrometria de massa de ressonância de ciclotron de íons com transformada de Fourier (FT-ICR-MS), cromatografia líquida acoplada à espectrometria de massa por tempo de voo (LC-TOF-MS) e espectrometria de massa com armadilha de íons (IT-MS). HRMS é um método potente e versátil para o estudo da composição detalhada de petróleo bruto. As técnicas de HRMS empregaram ionização controlada de componentes das amostras de petróleo para gerar íons orgânicos e para minimizar a fragmentação dos íons orgânicos. As técnicas de ionização empregadas foram ESI(+), ESI(-), APPI(+) ou APPI(-).
[00156] FT-ICR-MS, HR-TOF-MS e IT-MS medem a massa de íons muito precisamente o que torna possível atribuir uma composição elementar única a cada valor m/z dentro de parâmetros ajustados manualmente. FT-ICR-MS usada é uma técnica de maior resolução do que a HRTOF-MS e IT-MS usada, embora, todas as técnicas tenham um poder de resolução (m/Δm) de cerca de 100.000 ou maior a 400 m/z.
[00157] É possível atribuir fórmulas gerais a classes de compostos homólogos ou uma série homóloga de compostos com base nas composições elementares atribuídas, a escolha do método de ionização e uma análise química detalhada do petróleo bruto. Em adição, o grau de insaturação para cada massa pode ser calculado a partir da composição elementar atribuída, ao determinar um número de equivalente de dupla ligação (DBE), onde um DBE de 1 corresponde a uma ligação π (ligação C=C ou C=O) ou um anel fechado totalmente saturado. Estruturas químicas representativas para compostos orgânicos tendo valores de DBE de 0 a 7 são mostradas na Tabela 5a e 5b. A pessoa versada na técnica entenderá que nem todos os compostos mostrados nas Tabelas 5a e 5b são encontrados no petróleo bruto e que petróleo bruto pode conter compostos tendo valores de DBE maiores do que 7. Tabela 5a: Estruturas representativas para equivalentes de dupla ligação para hidrocarbonetos e oxigenatos
Tabela 5b: Estruturas representativas para Equivalentes de 
[00158] Os instrumentos de HRMS usados para analisar as amostras de petróleo selecionadas foram um espectrômetro de massa de ressonância de ciclotron de íons com transformada de Fourier 12 T Bruker SolariX, um espectrômetro de massa de ressonância de ciclotron de íons com transformada de Fourier4.7 T Bruker SolariX, um espectrômetro de massa HR- TOF LECO Citius e um espectrômetro de massa IT ThermoScientific OrbitrapTM. Para o espectrômetro de massa FT-ICR, amostras foram introduzidas por infusão e entre 200 e 300 espectros foram medidos para dar o espectro de massa total. Para os espectrômetros de massa HR-TOF e IT, as amostras foram introduzidas seja por infusão ou por análise de injeção de fluxo (FIA), isto é, com a coluna de cromatografia líquida removida do instrumento. Para a técnica de HR-TOF-MS, um menor número de varreduras foi medido para formar o espectro de massa do que para a técnica de FT-ICR-MS, por exemplo, menor do que 10. Para a técnica de IT-MS, menos do que 10 varreduras foram medidas quando APPI foi usada como a técnica de ionização ou cerca de 40 varreduras foram medidas quando ESI foi usada como a técnica de ionização. Os instrumentos de HRMS foram operados nas seguintes resoluções: FT-ICR-MS - uma resolução máxima maior do que 200.000 m/Δm a 400 m/z; HR-TOF-MS - uma resolução máxima de cerca de 100.000 m/Δm a 400 m/z; e IT-MS - uma resolução máxima maior do que 180.000 m/Δm a 400 m/z.
[00159] O corte do peso molecular para espectros de massa produzidos usando FT-ICR-MS foi tipicamente na faixa de 1400 a 1600, por exemplo, cerca de 1500 m/z. O corte do peso molecular para espectros de massa produzidos usando HR-TOF-MS foi, tipicamente, na faixa de 800 a 850 m/z. O corte do peso molecular para espectros de massa produzidos usando IT-MS foi tipicamente na faixa de 1000 a 2000 m/z.
[00160] Os espectros foram processados adicionalmente para render composições elementares (dentro de < 5 ppm de erro de massa). Íons foram atribuídos nos espectros de massa usando um dos dois métodos: 1) o software de MS foi usado para atribuir íons que se encontram dentro das seguintes faixas de parâmetro: números elementares de C = 0-100, H = 0-200, N = 0-4, O = 0-5, e S = 0-3; ou 2) uma lista de espectros foi obtida a partir dos dados de MS coletados e esta lista foi inserida em software especialista em petróleo. Os dados foram recalibrados usando este software e íons foram atribuídos caindo dentro das seguintes faixas de parâmetro: C = 0-100, H = 0-200, N = 0-4, O = 0-5, e S = 0-3.
[00161] Para melhorar adicionalmente a interpretação dos dados, somente composições elementares atribuídas a uma classe de compostos homólogos consistindo em pelo menos 3 membros, por exemplo, pelo menos 5 membros foram usados. A classe de compostos homólogos pode ser uma classe de compostos de hidrocarboneto homólogos ou uma classe de compostos de hidrocarboneto homólogos que contêm um ou mais heteroátomos, por exemplo, um ou mais heteroátomos selecionados de O, N, e S. Preferivelmente, somente composições elementares atribuídas a uma série homóloga dentro de uma classe de compostos homólogos foram usadas em que a série foi definida por uma faixa de valores de DBE. A pessoa versada na técnica entenderá que os membros de uma classe de compostos têm a mesma fórmula geral, mas podem diferir em sua estrutura ou em seus grupos funcionais. A pessoa versada na técnica também entenderia que uma série homóloga dentro de uma classe de compostos homólogos se refere a um grupo de compostos que diferem somente pelo número de unidades de CH2 em sua cadeia de carbono principal. A pessoa versada na técnica também entenderá que existem muitas classes diferentes de compostos homólogos em petróleo bruto.
[00162] Os principais métodos de ionização empregados para analisar as amostras de petróleo usando espectrometria de massa foram: Ionização por eletrospray de íons negativos, ESI(-), que é capaz de ionizar espécies tais como fenóis, ácidos carboxílicos, pirróis e pirrolidinas. As classes de compostos homólogos que podem ser detectados incluem CxHyO, CxHyO2, CxHyO3 e CxHyN em que x e y são números inteiros.
[00163] Ionização por eletrospray de íons positivos, ESI(+), que é capaz de ionizar espécies tais como aminas e piridinas. As classes de compostos homólogos que podem ser detectados incluem CxHyN, CxHyNS, CxHySO, CxHySO2, CxHySO3 e CxHyNO em que x e y são números inteiros.
[00164] Fotoionização à pressão atmosférica de íons positivos, APPI(+), que é capaz de ionizar hidrocarbonetos aromáticos, fenóis, pirróis e piridinas, e hidrocarbonetos contendo enxofre tais como tiofenos. As classes de compostos homólogos que podem ser detectados incluem CxHy, CxHyS, CxHyS2, CxHyO e CxHyN em que x e y são números inteiros.
[00165] Fotoionização à pressão atmosférica de íons negativos, APPI(-), que é capaz de ionizar hidrocarbonetos aromáticos, fenóis, pirróis, ácidos e hidrocarbonetos contendo enxofre. As classes de compostos homólogos que podem ser detectados incluem CxHy, CxHyS, CxHyS2, CxHyO CxHyO2 e CxHyN em que x e y são números inteiros.
[00166] Antes da ionização, as amostras de petróleo foram ainda diluídas em uma concentração na faixa de 0,1 a 1 mg/mL em um solvente ou uma mistura de solventes. Exemplos de solventes e misturas de solvente que podem ser usados para os vários métodos de ionização são dados na Tabela 6 abaixo: Tabela 6 - Solventes
[00167] As intensidades de picos atribuídas aos íons individuais nos espectros (que são marcadores para o petróleo incremental liberado durante a injeção contínua de água de baixa salinidade) foram normalizadas até a intensidade somada de uma classe abundante e estável de compostos homólogos, dessa forma, compensando quaisquer variações em intensidades causadas por flutuações no método de ionização. As intensidades normalizadas resultantes são a seguir referidas como “dados primários de intensidade normalizada”.
[00168] Preferivelmente, a classe estável de compostos homólogos usada para a normalização tem um número DBE específico e um número de deficiência de hidrogênio (HD) específico (também referido na técnica como “índice de deficiência de hidrogênio”). Os números de deficiência de hidrogênio para compostos orgânicos podem ser calculados prontamente pela pessoa versada na técnica. Por exemplo, os números de deficiência de hidrogênio para benzeno (C6H6) e ciclo-hexano (C6H12) são -6 e 0, respectivamente.
[00169] A classe de compostos homólogos usada para a normalização deve estar presente em todas as amostras de petróleo produzido a partir de uma amostra de testemunho durante uma injeção contínua de água individual. A estabilidade das intensidades da classe escolhida de compostos homólogos significa que esta classe de compostos homólogos não serve como um marcador para o petróleo incremental liberado durante a injeção contínua de água de baixa salinidade. A normalização das intensidades dos picos nos espectros permite uma comparação de intensidades em espectros de massa realizados em amostras de petróleo produzidos a partir de uma amostra de testemunho através de cada injeção contínua de água e uma comparação da abundância de diferentes compostos individuais, classes de compostos homólogos ou série de compostos homólogos nos espectros de massa para cada uma das amostras de petróleo. As classes de compostos homólogos usados para a normalização primária para os métodos de ionização usados para cada Exemplo são mostradas na Tabela 7 abaixo.
[00170] A normalização das intensidades dos picos individuais nos espectros de massa foi realizada usando a seguinte equação Intensidade normalizada = (Intensidade total do íon individual x 1000)/Intensidade total somada para a série de normalização A intensidade total do íon individual é multiplicada por 1000 para tornar os números mais viáveis.
[00171] A intensidade total de um íon individual é determinada da intensidade do pico atribuído à forma monoisotópica do íon individual, isto é, o íon que contém somente os isótopos principais ou mais abundantes para cada elemento desta fórmula molecular (por exemplo, isótopos 1H, 12C, 14N, 16O ou 32S). A intensidade total do íon individual é então calculada a partir da intensidade do íon monoisotópico ao considerar íons que contêm um ou mais isótopos menos abundantes de H, C, N, O ou S. A massa e abundância destes isótopos são dadas abaixo: Massa Abundância 2H 2.014101778 0.000115 13C 13.00335484 0.0107 15N 15.0001089 0.00364 17O 16.9991317 3.80E-04 18O 17.999161 2.05E-03 33S 32.97145876 0.0076 34S 33.9678669 0.0429 36S 35.96708076 2.00E-04
[00172] Para calcular a intensidade total para todas as formas isotópicas de um íon individual da intensidade de um íon monoisotópico, o seguinte cálculo é realizado: Intensidade total de um íon individual = intensidade monoisotópica x (1 + (abundância 2H x número de átomos de hidrogênio no íon molecular) + (abundância 13C x número de átomos de carbono no íon molecular) + (abundância 15N x número de átomos de nitrogênio no íon molecular) + (abundância 17O x número de átomos de oxigênio no íon molecular) + (abundância 18O x número de átomos de oxigênio no íon molecular) + (33S x número de átomos de enxofre no íon molecular) + (abundância 34S x número de átomos de enxofre no íon molecular) + (abundância 36S x número de átomos de enxofre no íon molecular).
[00173] Por exemplo, para um íon molecular da fórmula molecular C9H8O1 tendo uma intensidade monoisotópica de 425,8, a intensidade total do íon molecular é determinada como a seguir: 425,8 x (1 + (0,0107 x 9) + (0,000115 x 8) + (3,80E-04 x 1) + (2,05E-03 X1) = 469,10389
[00174] A intensidade total somada para a série de normalização é a soma de todas as intensidades totais dos íons individuais na série homóloga (dentro da classe de compostos) da série de normalização. Tabela 7: Exemplos de Classes de Compostos homólogos usados para a Normalização Primária para
ESI(+) - todos os íons moleculares são protonados ESI(-) - todos os íons moleculares são desprotonados Rad - íons moleculares são íons radicais Petição 870220069137, de 04/08/2022, pág. 99/131
[00175] As intensidades normalizadas dos íons individuais são então submetidas a uma normalização adicional (“normalização secundária”) em que a intensidade total de uma classe de compostos homólogos ou série homóloga de compostos é determinada e multiplicada por 1000 (para dar uma “intensidade total somada”). “Dados de intensidade normalizada sencundários” são então obtidos ao determinar a razão da intensidade total somada para a classe de compostos homólogos ou série de compostos homólogos para amostras de petróleo produzido através de uma injeção contínua de água de baixa salinidade até a intensidade total somada para a mesma classe de compostos homólogos ou série de compostos homólogos para uma amostra de petróleo de referência. Tipicamente, para um teste secundário de análise de testemunho por lavagem, a amostra de petróleo de referência é removida da amostra de testemunho, em ou pertoo do início do teste de análise de testemunho por lavagem (isto é, é uma amostra de petróleo que poderia não ter interagido com a água de baixa salinidade injetada). Tipicamente, para um teste terciário de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade, a amostra de petróleo de referência é removida durante o teste secundário de análise de testemunho por lavagem de alta salinidade precedente. Tipicamente, amostras de petróleo foram selecionadas quanto à análise espectral de massa para investigar marcadores potenciais para petróleo incremental nos testes secundários ou terciários de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade, ao longo do período de tempo quando uma quantidade aumentada de petróleo foi observada no efluente removido da amostra de testemunho. Em um teste secundário de análise de testemunho por lavagem, este tipicamente ocorreu após o avanço de água de baixa salinidade (também referido como água de baixa salinidade).
[00176] Os dados de intensidade normalizada para os exemplos 1 a 13 são mostrados na Tabela 8 abaixo.
[00177] Os exemplos 1 e 2 envolveram análises de testemunho por lavagem secundárias com águas de alta salinidade 1 e 3, respectivamente, e análises de testemunho por lavagem terciárias com águas de baixa salinidade 2 e 4, respectivamente. Somente análise ESI-MS de íon positivo foi concluída para as amostras de petróleo removidas durante estes testes de análise de testemunho por lavagem. Uma comparação dos dados de intensidade normalizada média para a classe de compostos homólogos CxHyN para amostras de petróleo produzido para as análises de testemunho por lavagem secundária e terciária (isto é, através de todo o teste de análise de testemunho por lavagem) mostrou que as intensidades normalizadas médias não variaram significativamente o que indicou que a classe de compostos homólogos CxHyN não serve como um marcador para petróleo incremental produzido durante uma injeção contínua de água de baixa salinidade terciária.
[00178] O exemplo 3 se refere a uma análise de testemunho por lavagem secundária com água de alta salinidade 3 e uma análise de testemunho por lavagem terciária com água de baixa salinidade 4. No Exemplo 3, análises ESI-MS de íon positivo de amostras de petróleo removidas durante as análises de testemunho por lavagem secundária e terciária mostraram que a classe de compostos homólogos CxHyN permaneceu estável ao longo de todo o teste de análise de testemunho por lavagem. Análises ESI-MS de íon negativo das amostras de petróleo revelaram um leve aumento na intensidade normalizada para a classe de compostos homólogos CxHyO2 para amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem terciária de baixa salinidade somadas através de todos os valores identificados de DBE (quando comparado com amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem secundária de alta salinidade. O isolamento dos dados de intensidade normalizada média para a classe de compostos CxHyO2 com valores de DBE de 1, mostrou um maior aumento na intensidade normalizada para amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem terciária de baixa salinidade (quando comparado com amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem secundária de alta salinidade). A classe de compostos homólogos CxHyO2, portanto, serve como um marcador para petróleo incremental liberado durante a análise de testemunho por lavagem terciária de baixa salinidade com Água 4.
[00179] Os exemplos 4 e 5 foram testes de análise de testemunho por lavagem usando as mesmas águas que para o Exemplo 3. As mesmas conclusões podem ser tiradas como para o Exemplo 3, isto é, a classe de compostos homólogos CxHyN permanece estável nas amostras de petróleo removidas ao longo de toda a injeção contínua de água enquanto há um aumento na concentração da classe de compostos homólogos CxHyO2 (para todos os valores de DBE identificados e para DBE=1) para as amostras de petróleo removidas durante a injeção contínua de água de baixa salinidade terciária (quando comparado com a amostra de petróleo removida durante a injeção contínua de água de alta salinidade secundária). Embora a variância para as intensidades da classe de compostos homólogos CxHyN para o exemplo 5 seja maior do que para os exemplos 1 a 4, a variância é significativamente menor do que a variância nas intensidades para a classe de compostos homólogos CxHyO2 através de todos os valores de DBE identificados e para DBE = 1.
[00180] O Exemplo 6 mostra os dados de intensidade normalizada para uma água secundária com injeção contínua de água de baixa salinidade com Água 4. Os dados de intensidade normalizada médios foram obtidos pela normalização em uma amostra de petróleo produzido recentemente nas análises de testemunho por lavagem (isto é, petróleo deslocado de uma parte do plugue de testemunho a ser ainda varrido pela água de baixa salinidade). As intensidades normalizadas para a classe de compostos homólogos CxHyN identificadas usando ESI-MS de íon positivo foram de 118,97, similares aos valores obtidos para amostras de petróleo removidas durante as análises terciárias de testemunho por lavagem de baixa salinidade dos Exemplos 1 a 5. A intensidade normalizada para a classe de compostos homólogos CxHyO2 identificada usando ESI-MS de íon negativo tinha um valor médio de 200,95 (através de todo DBE) e de 920,58 (para DBE=1), indicando que a classe de compostos homólogos CxHyO2 também atua como um marcador para petróleo incremental liberado durante uma injeção contínua de água secundária de baixa salinidade.
[00181] O Exemplo 7 mostra os dados de intensidade normalizada para uma água secundária de injeção contínua de água de alta salinidade com Água 3. Dados de intensidade normalizada média foram obtidos pela normalização em uma amostra de petróleo produzido previamente nas análises de testemunho por lavagem (removidas de uma parte do testemunho que tinha que ser varrido pela água de alta salinidade). Como para os exemplos anteriores, a intensidade normalizada média para a classe de compostos homólogos CxHyN foi de cerca de 100 (99,61). As intensidades normalizadas médias para a classe de compostos homólogos CxHyO2 através de todos os valores de DBE identificados (121,14) e para DBE=1 (156,8), foram significativamente menores do que observado para o teste de análise de testemunho por lavagem secundário de baixa salinidade do Exemplo 6 o que indica que uma água de alta salinidade não é tão eficaz quanto uma água de baixa salinidade na liberação desta classe de compostos homólogos.
[00182] O exemplo 8 mostra os dados de intensidade normalizada para um teste secundário de análise de testemunho por lavagem com Água 3 e um teste terciário de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade com Água 4. Este exemplo usou as mesmas águas como o Exemplo 5 e resultados similares foram obtidos.
[00183] O exemplo 9 se refere a uma análise de testemunho por lavagem secundária com água de alta salinidade 3 e uma análise de testemunho por lavagem terciária com água de baixa salinidade 6. Verificou-se que a intensidade normalizada média da classe de compostos homólogos CxHyN permaneceu estável para amostras de petróleo removidas através de todo o teste de análise de testemunho por lavagem enquanto existiu um aumento marcado na intensidade normalizada média da classe de compostos homólogos CxHyO2 para amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem terciária de baixa salinidade para todos os valores de DBE identificados e para DBE =1 (comparado com amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem secundária de alta salinidade).
[00184] O Exemplo 10 se refere a uma análise de testemunho por lavagem secundária com uma água de alta salinidade e uma análise de testemunho por lavagem terciária com uma água de baixa salinidade (as mesmas águas foram usadas como para o exemplo 5). Verificou-se que a intensidade normalizada média da classe de compostos homólogos CxHyN permaneceu estável para amostras de petróleo removidas através de toda a análise de testemunho por lavagem enquanto existiu um aumento marcado na intensidade normalizada média da classe de compostos homólogos CxHyO2 para amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem terciária de baixa salinidade para todos os valores de DBE identificados e para DBE =1 (comparado com amostras de petróleo removidas durante a análise de testemunho por lavagem de alta salinidade secundária).
[00185] Os Exemplos 11 a 13 são similares ao Exemplo 6 (análises de testemunho por lavagem secundárias de baixa salinidade com Água 4). As mesmas conclusões podem ser tiradas como para o exemplo 6. Tabela 8 - Intensidades normalizadas secundárias de amostras de petróleo
Petição 870220069137, de 04/08/2022, pág. 106/131 Dados de FT-ICR-MS para o experimento de análise de testemunho por lavagem 3 (usando ESI(-) como a técnica de ionização)
[00186] O Exemplo 3 foi um teste terciário de análise de testemunho por lavagem de baixa salinidade com Água 3 após um teste secundário de análise de testemunho por lavagem com uma água de alta salinidade (Água 4).
[00187] A figura 7 mostra o número de carbono (tamanho molecular) versus o equivalente de dupla ligação (DBE) para a classe de compostos homólogos CxHyO2 para amostras de petróleo coletadas durante o experimento de análise de testemunho por lavagem 1. Tamanho do ponto e tom de cinza ambos correspondem às intensidades dos sinais. O gráfico para o petróleo amostrado a partir do reservatório (Amostra 0) é o padrão de referência para o número de carbono versus DBE para a classe de compostos homólogos CxHyO2. A amostra 1 foi removida durante o envelhecimento da amostra de testemunho e antes de quaisquer injeções contínuas de água. Pode-se ver que o petróleo durante o envelhecimento é significativamente empobrecido em compostos CxHyO2 com altos números de DBE. A Amostra 2 foi produzida durante a injeção contínua de água de alta salinidade secundária. Pode-se ver que o gráfico para a Amostra 2 se assemelha ao gráfico para o petróleo amostrado a partir do reservatório (Amostra 0). A Amostra 3 foi removida em avanço da água de baixa salinidade durante a injeção contínua de água de baixa salinidade terciária e o gráfico para esta amostra mostra que o petróleo é enriquecido em compostos com baixos números de DBE. A amostra 4 é de petróleo produzido posteriormente durante a injeção contínua de água de baixa salinidade terciária e se assemelha ao gráfico para amostra de petróleo 3 coletada immediatamente após o avanço da água de baixa salinidade. O gráfico para a Amostra 4 indica que compostos homólogos CxHyO2 adicionais foram liberados da rocha-reservatório posteriormente na injeção contínua de água de baixa salinidade. Dados de HR-TOF-MS para o Experimento de Análise de Testemunho por Lavagem 3 (usando ESI(-) como a técnica de ionização)
[00188] A figura 8 mostra o número de carbono (tamanho molecular) versus os valores de equivalente de dupla ligação (DBE) para a classe de compostos homólogos CxHyO2 para amostras de petróleo coletadas durante o experimento de análise de testemunho por lavagem 3. Novamente, tamanho do ponto e tom de cinza ambos correspondem às intensidades dos sinais. Os dados obtidos usando a técnica de LC-TOF-MS mostraram um padrão similar aos dados obtidos usando a técnica de FT-ICR-MS.
[00189] A figura 9 mostra o número de carbono (tamanho molecular) para a classe de compostos homólogos CxHyO2 com valores de DBE de 1 para Amostras 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6 e 7. Pode-se ver que as amostras 4 e 6, coletadas após o avanço da água de baixa salinidade, são enriquecidas na classe de compostos homólogos CxHyO2 (comparado com a Amostra de referência 0). Isto indica que os resultados obtidos com FT-ICR-MS (vide a figura 7) são reprodutíveis com a técnica de LC-TOF-MS de menor resolução.
[00190] Em conclusão, os resultados na Tabela 8 e nas Figuras 7, 8 e 9 mostram que petróleo incremental pode ser detectado por análise das amostras de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo. Diz-se que o petróleo incremental é detectado quando uma diferença identificada entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio é encontrada.
[00191] Além disso, estes resultados mostram que as diferenças podem ser observadas para muitos tipos de testemunho, petróleo e água.
[00192] As modalidades acima devem ser compreendidas como exemplos ilustrativos da invenção. Outras modalidades da invenção são previstas. Deve-se entender que qualquer característica descrita em relação a qualquer uma modalidade pode ser usada sozinha ou em combinação com outras características descritas e também pode ser usada em combinação com uma ou mais características de qualquer outra das modalidades, ou qualquer combinação de qualquer outra das modalidades. Além disso, equivalentes e modificações não descritas acima também podem ser empregados sem se afastar do escopo da invenção, que é definido nas reivindicações em anexo.
Claims (17)
1. Método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo (3) que é penetrado por pelo menos um poço de injeção (10) e pelo menos um poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d), o método caracterizado pelo fato de compreender: coleta de uma amostra de referência do petróleo e análise da amostra de referência do petróleo para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; início de uma injeção contínua de água com baixa salinidade pela injeção de uma água com baixa salinidade no reservatório (3) a partir do poço de injeção (10); recuperação do petróleo a partir do poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d); coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d) ao longo do tempo; análise das amostras após injeção de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; e identificação de uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água com baixa salinidade.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as assinaturas composicionais para as amostras após injeção de petróleo são comparadas com uma amostra de referência de petróleo móvel.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a água com baixa salinidade é injetada no reservatório (3) em modo de recuperação secundário.
4. Método para a detecção de produção incremental de petróleo a partir de um reservatório de petróleo (3) compreendido de uma pluralidade de camadas de rocha reservatório (3) em que o reservatório (3) é penetrado por pelo menos um poço de injeção (10), pelo menos um poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d) e pelo menos um poço de monitoramento (23) localizado entre o poço de injeção (10) e poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d), o método caracterizado pelo fato de compreender: introdução do equipamento de perfilagem no poço de monitoramento (23); injeção de uma água com baixa salinidade no reservatório (3) a partir do poço de injeção (10) e recuperação do petróleo a partir do poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d); utilização do equipamento de perfilagem ao longo do tempo para determinar o período de tempo, t1, entre o início da injeção de água com baixa salinidade no reservatório (3) a partir do poço(s) de injeção (10) e a detecção da frente da água com baixa salinidade no poço de monitoramento (23); determinação da distância entre poços, L1, entre o poço de injeção(s) (10) e poço de monitoramento (23), e cálculo da velocidade, v, na qual a frente da água com baixa salinidade avança através do reservatório (3), em que v = L1/t1; determinação da distância entre poços, L2, entre o poço de monitoramento (23) e poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) e uso da velocidade de avanço frontal, v, para prever o tempo, t2, no qual a água com baixa salinidade avança no poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d), em que t2 = t1 + L2/v; coleta de uma amostra de referência de petróleo a partir do reservatório (3) e análise da amostra de referência de petróleo para estabelecer uma assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo; coleta de amostras após injeção do petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) ao longo do tempo e análise das amostras de petróleo para estabelecer assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para identificar uma diferença entre uma ou mais das assinaturas composicionais após injeção para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo e a assinatura composicional de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água com baixa salinidade; aumento da frequência de amostragem na qual amostras após injeção do petróleo produzido são coletadas à medida que o tempo se aproxima do tempo previsto, t2, no qual água de injeção com baixa salinidade avança no poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d) e uso da diferença identificada entre as assinaturas composicionais após injeção e de referência para os compostos orgânicos contendo oxigênio no petróleo para determinar o tempo no qual petróleo incremental avança no poço de produção (1a, 1b, 1c, 1d).
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que as amostras de petróleo são analisadas usando Espectrometria de Massa de Alta Resolução (HRMS) para um aumento na intensidade de sinal total da classe de compostos homólogos da fórmula geral CxHyOn (I) em que x é um número inteiro na faixa de 5 a 100 preferivelmente 8 a 75, mais preferivelmente 8 a 60, em particular 10 a 45, y é um número inteiro < 2x + 2, e n é um número inteiro na faixa de 1 a 10, preferivelmente, 1 a 5, mais preferivelmente, 1 a 3, em particular, 2.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5 caracterizado pelo fato de que as amostras de petróleo são analisadas ainda usando HRMS para uma diminuição na intensidade do valor ponderado de equivalente de dupla ligação (DBE) para a classe de compostos homólogos da fórmula geral (I).
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que as amostras de petróleo são analisadas ainda usando HRMS para um aumento na intensidade de sinal total da classe de compostos homólogos da fórmula geral I tendo um valor de equivalente de dupla ligação (DBE) de 1.
8. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que amostras de água produzida coletadas após o início da injeção contínua de água com baixa salinidade são analisadas para um aumento na concentração de íons selecionados de Fe2+, Ca2+, Mg2+ e Sr2+ em relação a uma amostra de referência de água produzida coletada antes do início da injeção contínua de água com baixa salinidade.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que as amostras de água produzida são analisadas para uma diminuição no teor total de sólidos dissolvidos em relação a uma amostra de referência de água produzida coletada antes do início da injeção contínua de água com baixa salinidade.
10. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de compreender: registro dos tempos nos quais cada uma das amostras após injeção de petróleo é produzida a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d); determinação das amostras após injeção que mostram uma diferença entre a assinatura composicional após injeção e a assinatura composicional de referência for os compostos orgânicos contendo oxigênio que é característica de petróleo incremental liberado pela injeção contínua de água com baixa salinidade e coleta do tempo de produção mais recente no qual uma diferença na assinatura composicional é detectada em uma amostra após injeção como o tempo de ruptura para petróleo incremental dentro do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d).
11. Método de correspondência do histórico de uma simulação do reservatório com baixa salinidade com os dados de medição do reservatório, o método caracterizado pelo fato de compreender: detecção do petróleo incremental, conforme definida na reivindicação 10, de forma a obter o tempo(s) de produção no qual petróleo incremental avança no poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) como primeiros dados de medição do reservatório; obtenção de dados de medição do reservatório adicionais, os dados de medição do reservatório adicionais compreendendo volume(s) medido de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) durante a injeção contínua de água com baixa salinidade, em função do tempo; entrada de dados de entrada comuns e dados de entrada com baixa salinidade na simulação do reservatório com baixa salinidade para simular a injeção contínua de água com baixa salinidade, em que os dados de entrada comuns e os dados de entrada com baixa salinidade têm incertezas associadas; operação da simulação do reservatório com baixa salinidade com os dados de entrada comuns e os dados de entrada com baixa salinidade para gerar dados de saída com baixa salinidade, os dados de saída com baixa salinidade compreendendo: o tempo(s) calculado no qual petróleo incremental avança no poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d); e o volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d), sob condições de baixa salinidade, em função do tempo; e geração de um simulador de reservatório com correspondência de histórico da injeção contínua de água com baixa salinidade por correspondência do histórico dos dados de saída com baixa salinidade com os dados de medição do reservatório pelo ajuste das incertezas nos dados de entrada com baixa salinidade.
12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os dados de medição do reservatório adicionais incluem adicionalmente um ou mais de: o volume(s) medido de água com baixa salinidade injetada dentro do poço(s) de injeção (10) em função do tempo; o volume(s) medido de água produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) em função do tempo; a salinidade medida da água produzida em função do tempo; as concentrações medidas de íons selecionados na água produzida em função do tempo; e as pressões no fundo do poço medidas no poço(s) de injeção (10) e poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) na profundidade da camada(s) de petróleo do reservatório (3) em função do tempo.
13. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o simulador de reservatório com correspondência de histórico é usado em modo preditivo para estimar a produção futura de petróleo incremental a partir do reservatório (3) que surge da injeção contínua de água com baixa salinidade e/ou para prover estratégias para gerenciamento melhorado da injeção contínua de água com baixa salinidade no reservatório (3).
14. Método, de acordo com a reivindicação 11 , caracterizado pelo fato de que a correspondência do histórico da simulação do reservatório é repetida, uma ou mais vezes, durante a injeção contínua de água com baixa salinidade do reservatório (3).
15. Método de estimativa de um volume de petróleo incremental produzido a partir de um reservatório (3), em função do tempo, o método caracterizado pelo fato de compreender: correspondência do histórico de uma simulação do reservatório com baixa salinidade com os dados de medição do reservatório, conforme definidona reivindicação 11, em que a geração de um simulador de reservatório com correspondência de histórico compreende o ajuste das incertezas nos dados de entrada comuns e nos dados de entrada com baixa salinidade; entrada dos dados de entrada com baixa salinidade no simulador de reservatório com correspondência de histórico para simular uma injeção contínua de água com alta salinidade; operação do simulador de reservatório com correspondência de histórico usando os dados de entrada comuns e os dados de entrada com baixa salinidade para gerar dados de saída com alta salinidade, os dados de saída com alta salinidade incluindo o volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d), sob condições de alta salinidade, em função do tempo; e estimativa do volume de petróleo incremental pela subtração do volume(s) calculado de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d), em função do tempo sob condições de alta salinidade a partir do volume(s) medido de petróleo produzido a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) durante a injeção contínua de água com baixa salinidade do reservatório (3), em função do tempo.
16. Método de estimativa de um período estendido de recuperação de petróleo seco para uma injeção contínua de água secundária com baixa salinidade, o método caracterizado pelo fato de compreender: estimativa de um volume de petróleo incremental produzido a partir de um reservatório (3), em função do tempo, conforme definido na reivindicação 15, em que os dados de saída com alta salinidade incluem adicionalmente o tempo(s) calculado no qual a água com alta salinidade avança no poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d); e estimativa do período estendido de recuperação de petróleo seco para a injeção contínua de água secundária com baixa salinidade pela subtração do tempo(s) calculado no qual a água com alta salinidade avança no poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) a partir de um tempo(s) medido no qual a água com baixa salinidade avança no poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d).
17. Método de estimativa de um período estendido de fração de água reduzida para uma injeção contínua de água com baixa salinidade terciária, o método caracterizado pelo fato de compreender: estimativa de um volume de petróleo incremental produzido a partir de um reservatório (3), em função do tempo, conforme definido na reivindicação 15, em que os dados de saída com alta salinidade incluem adicionalmente a fração(s) de água calculada para os fluidos produzidos a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d); e estimativa do período estendido de fração de água reduzida para a injeção contínua de água com baixa salinidade terciária pela subtração da fração(s) de água calculada para os fluidos produzidos a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) a partir de uma fração(s) de água medida para os fluidos produzidos a partir do poço(s) de produção (1a, 1b, 1c, 1d) durante a injeção contínua de água com baixa salinidade terciária.
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