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Jul 05, 2023

Optimierung des Salzgehalts und der Zusammensetzung von eingespritztem Wasser mit niedrigem Salzgehalt in Sandsteinreservoirs mit minimaler Kalkablagerung

Scientific Reports Band 13, Artikelnummer: 12991 (2023) Diesen Artikel zitieren 290 Zugriff auf Metrikdetails In dieser Studie erfolgt eine mechanistische und umfassende Untersuchung der Auswirkungen der Skala

Wissenschaftliche Berichte Band 13, Artikelnummer: 12991 (2023) Diesen Artikel zitieren

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In dieser Studie wurde eine mechanistische und umfassende Untersuchung der Auswirkungen der Ablagerungssituation verschiedener verdünnter Meerwasserspiegel durchgeführt, um den Einfluss wichtiger Faktoren auf die Leistung und Effizienz von Wasser mit niedrigem Salzgehalt zu untersuchen. Um die wirksamen beteiligten Mechanismen zu klären, skalieren Sie die Ausfällung durch Kompatibilitätstest, Feldemissions-Rasterelektronenmikroskopie (FESEM) und energiedispersive Röntgenspektroskopie (EDX), Zetapotentiale als Oberflächenladung, Ionenkonzentrationsänderungen, Kontaktwinkel, pH-Wert, CO2-Konzentration , elektrische Leitfähigkeit und Ionenstärke wurden analysiert. Die Ergebnisse zeigten, dass eine Erhöhung der Verdünnungszeit auf das optimale Niveau (10-fach verdünntes Meerwasser (SW#10D)) die Menge an starken Ausfällungen von Calciumcarbonat- (CaCO3) und Calciumsulfat- (CaSO4) Ablagerungen wirksam reduzieren konnte. Größere Auswirkungen hatten jedoch die Verringerung der CaCO3-Ablagerungen (aufgrund der Vermischung von unterschiedlich verdünntem Meerwasser mit Formationssole) und ihre Auswirkung auf die Änderung der Benetzbarkeit (aufgrund der Änderung der Oberflächenladung von OLSW/Öl und Sandstein/OLSW). Die Ergebnisse des Zetapotentials haben gezeigt, dass OLSW mit optimalem Salzgehalt, Verdünnung und Ionenzusammensetzung im Vergleich zu verschiedenen Wasserzusammensetzungen mit niedrigem Salzgehalt die Oberflächenladung der Grenzflächen OLSW/Öl/Gestein (– 16,7 mV) und OLSW/Gestein (– 10,5 mV) verändern könnte in Richtung einer zusätzlichen negativen Ladung. FESEM- und Kontaktwinkelergebnisse bestätigten die Ergebnisse des Zeta-Potenzials, d. h. OLSW konnte die Sandsteinoberfläche durch die Verdünnung des Meerwassers und die Änderungen der Benetzbarkeit von ölnass zu wassernass negativer gestalten. Infolgedessen zeichnete sich SW#10D durch eine minimale Ablagerungstendenz und Ablagerung von Ablagerungen (60 mg/l), eine maximale Oberflächenladung von OLSW/Öl/Gestein (– 16,7 mV) und das Potenzial einer schrittweisen Ölgewinnung aufgrund einer Änderung der Benetzbarkeit aus mehr Wasserfeuchtigkeit (Kontaktwinkel Öl/Gestein ~ 50,13°) im Vergleich zu anderen verdünnten Meerwasserspiegeln.

Fossile Brennstoffe machen einen erheblichen Teil der weltweiten Energieversorgung aus1. Eine der ältesten und bekanntesten Methoden zur Druckhaltung und verbesserten Ölgewinnung in Öllagerstätten ist die Wassereinspritzung. Die Wassereinspritzung ist nach der natürlichen Förderung von Öllagerstätten die am häufigsten angewandte Methode zur Ölförderung2. In letzter Zeit zeigten die Wassereinspritzung mit niedrigem Salzgehalt (LSWI) und die intelligente Wassereinspritzung (SWI) positive Auswirkungen auf den Erholungsfaktor von Öllagerstätten3. Verschiedene Laborexperimente und Feldanwendungen haben gezeigt, dass die Ölproduktion aufgrund der Änderung der Ionenmenge oder der Verringerung des Salzgehalts des Meerwassers und der Erhöhung des Verdünnungsverhältnisses des Meerwassers zunimmt4,5,6,7,8,9,10,11. LSWI und SWI können als verbesserte Ölfördermethoden angewendet werden, nachdem die Benetzbarkeit von Öllagerstätten geändert wurde12,13,14,15,16. Die wichtigsten Mechanismen der LSW-Überschwemmung waren Veränderung der Benetzbarkeit, Feinmigration, Gesteinsauflösung, Mehrfachionenaustausch (MIE) und Doppelschichtexpansion17,18. Der vorherrschende Mechanismus wird jedoch in der Literatur als Veränderung der Benetzbarkeit bezeichnet14,18. Smart Water als eine Art Injektionswasser kann in verschiedenen Definitionen zwei Bedeutungen haben:19,20,21:

Anwendung von Salzwasser in geringen Konzentrationen unter Vernachlässigung der Ionenart.

Synthese einer neuen Wasserzusammensetzung entsprechend dem Ionendesign unter Berücksichtigung ihrer Konzentration und Art.

Bei dieser Methode sinkt der Salzgehalt von etwa 1000 auf 7000 ppm. Außerdem verändern die potenziellen Determinantenionen (PDI) von Kalzium (Ca2+), Magnesium (Mg2+) und Sulfat (SO42−) im Injektionswasser die Benetzbarkeit des Gesteins hin zu höherer Hydrophilie und erhöhen die Ölgewinnung14,22,23,24,25, 26. Zu den zweiwertigen Ionen gehören Calcium (Ca2+), Magnesium (Mg2+) und Sulfat (SO42−), die Oberflächenladungen aktivieren. Außerdem bestimmen ihre Konzentrationen in der Lösung die Polarität und Oberflächenladungsdichte des Gesteins und beeinflussen die Reaktion zwischen Öl und Gesteinsoberfläche27. Den Ergebnissen der tertiären Wasserinjektionsmethode in Öllagerstätten zufolge wurde eine schrittweise Ölgewinnung von 18 % durch 2-, 10- und 20-fach verdünntes Meerwasser erzielt. Anschließend können die beiden Hauptursachen bei intelligenter Wasserflutung die Benetzungseigenschaften von Sandstein- und Karbonatgesteinen wie folgt verändern:

Erhöhte Konzentrationen zweiwertiger Ionen (einschließlich Ca2+, Mg2+ und SO42−) im injizierten Meerwasser.

Reduzierter Salzgehalt der injizierten Sole.

Früheren Studien zufolge kann eine Änderung der Zusammensetzung der eingespritzten Sole dazu führen, dass mehr Öl aus Öllagerstätten gefördert wird. Die Zusammensetzung der Injektionssole ist ein wichtigerer Faktor bei der Ablagerung von Ablagerungen, da Ablagerungen entstehen, wenn das Formationswasser mit anderen inkompatiblen Solen wie beispielsweise eingespritztem Wasser vermischt wird30. Formationswasser hat einen hohen Salzgehalt, insgesamt gelöste Feststoffe (TDS), insgesamt suspendierte Feststoffe (TSS) und verschiedene Anionen und Kationen in Lösung31. Dies weist darauf hin, dass die Zusammensetzung des eingespritzten Meerwassers ein wichtiger quantitativer Parameter ist und dass auch die Qualität des eingespritzten Meerwassers in ähnlicher Weise kontrolliert werden sollte. Es ist wichtig, die Kompatibilität von Smart Water und Wasser mit niedrigem Salzgehalt mit den Reservoirbedingungen zu prüfen, um die Bildung von Ablagerungen zu verhindern32. Kurz gesagt, die Möglichkeit der Bildung von Mineralablagerungen als Formationsschaden in Ölreservoirs bei Smart Water und Wasser mit niedrigem Salzgehalt ist aufgrund inkompatibler Wässer beim Mischen der Soleinjektion mit dem Formationswasser wichtig. Bisher wurden verschiedene Studien durchgeführt, um die Unverträglichkeit von Formationswasser und Injektionswasser zu bewerten33. Zwei Haupttypen anorganischer Ablagerungen, die sich normalerweise bei Wasserflutungen in Ölreservoirs bilden, sind Sulfat- und Carbonatablagerungen34,35. Eine der Hauptursachen für Karbonatablagerungen ist in der Regel die Unverträglichkeit von Formations- und Injektionswasser, das sich mit unterschiedlichen Verhältnissen von kalzium- und bikarbonatreichem Wasser vermischt, wie z. B. Meerwasser, gemischt mit Formationswasser. Es kann Calciumcarbonat und Eisencarbonat ausfällen35,36. Calciumcarbonat (CaCO3) als anorganischer Kesselstein in Calcitform kann zu schwierigen Problemen in der Ölindustrie beitragen. Daher ist die Hemmung der Bildung von Ablagerungen sinnvoller als die Entfernung von Ablagerungen und die Verwendung von Inhibitoren in verschiedenen Chemikalien und Lösungsmitteln. Diese Vorgänge sind wirtschaftlich kostspielig und tragen zu Umweltproblemen bei37. Die Vorhersage der potenziellen Ablagerungen ist eine der effektivsten Methoden zur Kontrolle des Risikos von Problemen wie Ablagerungen bei Hochwassereinsätzen38. Dies wäre sehr hilfreich bei der Bewältigung der Herausforderungen durch Mineralablagerungen und bei der Entwicklung der wirksamsten Technik zur Verhinderung der Bildung von Ablagerungen in Ölfeldern36. Die vorliegende Studie wurde durchgeführt, um die kritischsten Herausforderungen des Wasserflutungsprozesses zu untersuchen, die mit der Möglichkeit der Ablagerung von Mineralablagerungen wie CaCO3 während des Experiments zur Flutung von Wasser mit niedrigem Salzgehalt in einem Sandsteinreservoir verbunden sind. Es wurden nur wenige Untersuchungen zur genauen Untersuchung wichtiger Faktoren bei der Massenausfällung injizierter Solen während der Injektion von Wasser mit niedrigem Salzgehalt für EOR in Öllagerstätten durchgeführt. Im Gegensatz zu früheren experimentellen Arbeiten3,12,13,39,40,41,42,43,44,45 zielte die vorliegende Studie darauf ab, die Untersuchung der Kalkbildung in verschiedenen Wasserzusammensetzungen mit niedrigem Salzgehalt durch verschiedene effektive Parameter zu erweitern. Zu diesen Parametern gehören die Auswirkung des Salzgehalts, der Verdünnungsverhältnisse von Meerwasser, der elektrischen Leitfähigkeit (EC), der Ionenstärke (IS) von Salzlaken, der Art und Konzentration von Ionen und Salzen, des pH-Werts und der Oberflächenladung in wässriger Lösung auf die Bildung von Ablagerungen und die Änderung der Benetzbarkeit.

Die Ziele der Studie waren wie folgt:

Untersuchung der Auswirkungen von Ionen (Ca2+, HCO3− und Mg2+), des Salzgehalts von Injektionslaken, physikalisch-chemischer Parameter wie pH, EC, IS, CO2-Konzentration als Lösung in Sole. Darüber hinaus wurden die Verdünnungszeiten von Meerwasser in Abhängigkeit von der Menge der CaCO3-Ausfällung aus der Mischung von Meerwasser, verdünnten Meerwasserspiegeln und Formationswasser mit Ca2+-Ionen untersucht.

Optimierung des Ionengehalts und des verdünnten Meerwasserspiegels als Wasser mit niedrigem Salzgehalt, um die Änderung der Benetzbarkeit zu verbessern und den Formationsschaden zu reduzieren.

Bewertung der Auswirkung einer optimalen LSW-Zusammensetzung bei minimalem Kalkniederschlag auf die Änderung der Benetzbarkeit.

Bewertung der Kompatibilität thermodynamischer Daten aus gemischten Solen mit OLI ScaleChem und Vergleich der gesammelten Daten und experimentellen Ergebnisse.

Im Rahmen dieser Untersuchung wurde eine Analyse wirksamer Parameter durchgeführt. Um Ziel 1 zu erreichen, untersuchten wir die Art und Menge der Ablagerungen durch Wasserverträglichkeitsexperimente, pH-Wert, Ionenstärke, elektrische Leitfähigkeitsmessungen und FESEM-EDX-Experimente. Um die Ziele 2 und 3 zu erreichen, wurden die Auswirkungen verschiedener Wasserzusammensetzungen mit niedrigem Salzgehalt und optimaler Wasser mit niedrigem Salzgehalt auf die Änderung der Benetzbarkeit durch Kontaktwinkeltests, FESEM und die Ladungen der Sole/Gesteins- und Sole/Öl-Oberflächen durch Zetapotentialexperimente untersucht. Um schließlich Ziel 4 zu erreichen, wurden die OLI ScaleChem-Software, Solekompatibilitätsexperimente und FESEM-EDX-Experimente verwendet, um experimentelle Daten und Simulationen abzugleichen und die Ergebnisse miteinander zu vergleichen. Abbildung 1 zeigt eine schematische Darstellung der Simulations- und Experimentschritte für alle Szenarien. Während Abb. 1A die Schritte der Vorbereitung von Dünnschnitten und Gesteinspulvern sowie den Prozess nach der Alterung von Gesteinsproben unter den Lagerstättenbedingungen zeigt. Außerdem zeigt Abb. 1B Schritte zur Untersuchung wichtiger Faktoren der Kesselsteinbildung während Kompatibilitätsexperimenten von injizierten Solen mit Formationswasser. Abschließend zeigt Abb. 1C die Schritte zur Auswahl der optimalen Wasserzusammensetzung mit niedrigem Salzgehalt und zur Identifizierung der vorherrschenden Mechanismen.

Schematische Darstellung der Experiment- und Simulationsschritte.

Diese Forschung eröffnet neue Horizonte in Kompatibilitätsexperimenten zur Optimierung des Verdünnungsverhältnisses und der Ionenzusammensetzung der LSW-Injektionstechnik für EOR mit minimalem Skalenrisiko und hoher Benetzbarkeitsänderungsleistung, die bisher noch nicht untersucht wurde. Diese Forschung weist außerdem die folgenden neuen Punkte auf: (1) Im Gegensatz zu den bereits experimentellen Studien präsentiert die Studie ein umfassendes und gleichzeitiges physiochemisches Verständnis (Auswirkungen von Ionen, pH-Wert, Oberflächenladungen, Salzgehalt, Ionenstärke, elektrische Leitfähigkeit und Verdünnungsverhältnisse). ) um die potenzielle Ablagerungenbildung bei der Nutzung von Wasser mit geringem Salzgehalt zu erhöhen, um die Änderung der Benetzbarkeit in Sandstein-Ölreservoirs zu verbessern; (2) umfassende und gleichzeitige Untersuchung zur Bestimmung des optimalen Verdünnungsverhältnisses, des Salzgehalts und der LSW-Zusammensetzung entsprechend dem minimalen Ablagerungsrisiko; (3) Diese Studie zeigte, dass SW#10D mit optimalem Salzgehalt, Verdünnung und Ionenzusammensetzung für die Injektion von Wasser mit niedrigem Salzgehalt vorbereitet wurde, was die Änderung der Benetzbarkeit in einen wasserfeuchten Zustand verbessern könnte. Allerdings kann eine Erhöhung oder Reduzierung der Verdünnungszeiten von SW#10D das Risiko von Kalkablagerungen erhöhen und die Kosten und den Betrieb im Feldmaßstab erhöhen. Infolgedessen zeichnet sich OLSW (SW#10D) durch ein Kontrollpotenzial für Kalkablagerungen und gleichzeitig eine größere Fähigkeit zur Änderung der Benetzbarkeit aus. Abschließend präsentiert diese Arbeit das Ergebnis einer umfassenden Untersuchung unter Einbeziehung des entwickelten LSW mit optimaler Konzentration als neue vielversprechende Technik für EOR, die für eine erfolgreiche Änderung der Benetzbarkeit und Formationsschäden bei minimaler Ablagerung effizienter und kostengünstiger sein könnte.

Eine der großen Herausforderungen für die Ölindustrie ist die Vorhersage der Bildung von Mineralablagerungen aufgrund verschiedener Faktoren wie Übersättigung, Änderungen im thermodynamischen Zustand, Ionenstärke, pH-Wert, Alkalität und Fließgeschwindigkeit36,46. Es gibt viele verschiedene Methoden zur Vorhersage der Löslichkeit anorganischer Ablagerungen in Öl- und Gasquellen und -reservoirs. Thermodynamische Modelle sind die effektivste Methode, die zur Besiedlung und Kontrolle der Bildung von Mineralablagerungen in Brunnen und Reservoirs eingesetzt werden kann. Denn diese Modelle berücksichtigten die Interferenz und Wirkung wichtiger thermodynamischer Faktoren wie Temperatur und Druck. Aufgrund der Löslichkeitsbeschränkungen können verfügbare thermodynamische Modelle nur das Potenzial der Ablagerung von Ablagerungen vorhersagen47,48. Die Übersättigung der wässrigen Lösung kann zur Keimbildung und zum Wachstum der Schuppen beitragen, wie durch den Sättigungsindex (SI) und das Sättigungsverhältnis (SR)33,36,39 gezeigt.

Um die Wasserverträglichkeit zwischen dem LSW und der Formationssole zu bewerten, wird SI als messbarer Parameter zur Bestimmung der Kalkablagerung angesehen49. SI wird als Kalkablagerungsverhältnis der Sole zur Kalkablagerung ausgedrückt, und der Logarithmus der Ionenkonzentrationsprodukte muss durch eine Gleichgewichtskonstante geteilt werden. Für jede Skala ist SI wie folgt definiert36,50,51:

Oder

Basierend auf dem Ionenaktivitätskoeffizienten gilt daher Gl. (5) kann als folgende Formel36 geschrieben werden:

Während in diesen Gleichungen [Me] Kationen von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+ einschließt, umfasst [An] Anionen oder negative Ionen wie HCO3− und SO42− und Ksp bezeichnet das Löslichkeitsprodukt der wässrigen Lösung unter der Reaktionssituation. Wenn der Sättigungsindex gleich 0 ist (SI = 0), dann ist ein flüssiges Medium gesättigt. Wenn der Sättigungsindex außerdem niedrigere Werte als Null aufweist (SI < 0), kommt es nicht zu einer Untersättigung und einer Untersättigung52. Wenn der SI letztendlich Werte größer als 0 hat (SI > 0), deutet dies darauf hin, dass eine wässrige Lösung übersättigt ist und zur Bildung von Mineralablagerungen neigt35,36,47,53,54. Die SI-Werte für eine wässrige Lösung unter verschiedenen Bedingungen sind in Tabelle 136,55 aufgeführt.

Ein entscheidender Parameter für die Untersuchung des Ablagerungs-Ausfällungs-Mechanismus ist die Zusammensetzung der Formations- und Injektionssolen, um das Phänomen der Kesselsteinbildung zu verstärken, sowie die Mischungsverhältnisse der beiden Solen. Diese Studie wurde an Wasser mit niedrigem Salzgehalt aus dem Persischen Golf (Meerwasser) durchgeführt, um die Eignung als Injektionswasser und Formationsschäden durch Bildung von Mineralablagerungen zu prüfen. Zur Untersuchung des Werts und der Art der Ablagerungen wurden Kompatibilitätstests der Sole zum Mischen von Wasserzusammensetzungen mit niedrigem Salzgehalt und Formationswasser bei unterschiedlichen Verhältnissen von 20 %, 40 %, 50 %, 60 % und 80 % sowie bei der Reservoirtemperatur (T = 65 °C). Als Ergebnis wurde das maximale Ablagerungsverhältnis ermittelt, das sich auf die Bildung von Ablagerungen bezieht. In der zweiten Stufe wurden die FESEM-EDX-Tests an Filterproben nach Kompatibilitätstests zur Bestimmung der Skalentypen durchgeführt. In der dritten Stufe wurden der FESEM-Bild- und Kontaktwinkeltest durchgeführt, um die Änderung der Benetzbarkeit zu bewerten. In der letzten Phase wurden die Labortests an Sandsteingesteinspulver durchgeführt, um die Zp-Entwicklung und den Einfluss von Oberflächenladungen auf die Ablagerung von Ablagerungen und die Änderung der Benetzbarkeit im Einklang mit den FESEM- und Kontaktwinkelergebnissen zu untersuchen.

Im ersten Schritt wurden Formations- und Injektionssole synthetisiert, wobei Formationswasser die gleiche Zusammensetzung wie die Reservoirsole aufwies und als geeignete Quelle Wasser aus dem Persischen Golf (PGW) (Meerwasser, das sich in der Nähe des Sandsteinfelds im Südwesten Irans befindet) ausgewählt wurde für Injektionswasser. Alle Proben der Solezusammensetzungen wurden im Labor synthetisiert, die sich in der angegebenen Menge von sechs hochreinen Salzen von Merck Chemicals (Reinheit 99,5 %) lösen konnten, darunter NaCl, KCl, Na2SO4, NaHCO3, MgCl·6H2O und CaCl2· 2H2O gelöst in entionisiertem Wasser. Es wurde entionisiertes Wasser als dreimal verdampftes destilliertes Wasser mit einem spezifischen Widerstand von 18,2 MΩ·cm verwendet. Tabelle 2 zeigt die Zusammensetzungen der in dieser Studie verwendeten Formations- und Injektionssolen (Meerwasser). Die Zusammensetzung des Formationswassers gehört zu einem der Ölreservoirs im Südwesten Irans. Als Injektionswasser (Meerwasser) wurde auch die Wasserzusammensetzung des Persischen Golfs verwendet. Die gesamten gelösten Feststoffe (TDS) betrugen 195.671,03 und 40.687 ppm für FW bzw. SW. Es sollte erwähnt werden, dass das Formationswasser einen hohen Salzgehalt, insgesamt gelöste Feststoffe (TDS), insgesamt suspendierte Feststoffe (TSS) sowie verschiedene Anionen und Kationen in der Lösung aufwies31. Basierend auf Meerwasser aus der Zusammensetzung des Persischen Golfs wurden verschiedene Konzentrationen des Injektionswassers hergestellt.

In dieser Arbeit wurde das Rohöl aus einem der südwestlichen Lagerstätten Irans verwendet. Die chemische Zusammensetzung und die physikalischen Eigenschaften des Rohöls sind in den Tabellen 3 und 4 dargestellt. Tabelle 3 gibt außerdem an, dass der Wert von C1 45,59 % und C7+ 30,24 % beträgt.

Eine Konzentration von 0,01 molarer Stearinsäurelösung in n-Heptan wurde angewendet, um die Benetzbarkeit der Gesteinsproben zu verändern. Das n-Heptan und die Stearinsäure wurden von Merck bezogen.

In dieser Studie wurden im ersten Schritt mehrere Sandsteinfelsen für Zetapotential- und Kontaktwinkelexperimente benötigt. Für diese Experimente wurden aus den Sandsteinfelsplatten Gesteinsmehle und dünne Scheiben hergestellt. Es sollte erwähnt werden, dass die Felsplatten nicht zuerst in Formationssole gealtert wurden. Um Gesteinspulver mit einheitlicher Partikelgröße und einem geeigneten Bereich zur Messung des Zetapotentials zu erhalten, wurden die Sandsteinaufschlüsse außerdem zerkleinert und durch zwei Siebe mit aufeinanderfolgenden Maschen (Maschenzahl 325 und 400) geleitet. Die Partikelgrößenverteilung im Untersieb liegt im Bereich von 37–44 Mikrometer5. Zur Bewertung der Lithologie des Kerns wurde eine Röntgenbeugungsfluoreszenzanalyse (RFA) eingesetzt, da die Lithologie des Gesteins einen wirksamen Einfluss auf die Messung des Zetapotentials zeigte. Die aus der RFA-Analyse erhaltenen Ergebnisse zeigen, dass die Mineralogie des Gesteinsaufschlusses in Tabelle 5 dargestellt ist. Die Abkürzung LOE steht in Tabelle 5 für Glühverlust.

Zusätzlich zur thermodynamischen OLI ScaleChem-Software gemäß Temperatur-, Druck- und pH-Änderungen wurden auch Laborexperimente durchgeführt, um die Kompatibilität/Inkompatibilität von Formations- und Injektionswässern zu beurteilen und die Masse und Art der Kalkablagerungen zu bestimmen. Es wurden Kompatibilitätstests im Labor durchgeführt, um die Kalkausfällung beim Mischen von Formationswasser mit Injektionswasser zu bestimmen und das beste Injektionswasser für die Herstellung der optimalen Konzentration von Wasser mit niedrigem Salzgehalt auszuwählen. Eine schematische Darstellung der Kompatibilitätstests und der Festlegung der Art- und Mengenskalen ist in Abb. 2 dargestellt. Die Kompatibilitätstests wurden bei Atmosphärendruck durchgeführt. Um den Einfluss des Salzgehalts des Injektionswassers auf die Ablagerung von Mineralablagerungen zu beurteilen, wurden Injektionswässer mit unterschiedlichem Salzgehalt, einschließlich ohne Verdünnung, 2 (SW#2D), 5 (SW#5D), 10 (SW#10D), 15 (SW#15D), 20- (SW#15D) und 25-fach (SW#25 D) verdünntes Meerwasser (SW) wurden synthetisiert. Tabelle 6 zeigt die Zusammensetzungen, die zur Herstellung von Injektionslaken für den anfänglichen Kompatibilitätstest verwendet wurden, und ermittelt die optimale Injektionssole mit der geringsten Ablagerung von Mineralablagerungen. Letztendlich wurden auf Basis dieser optimalen Wasserzusammensetzung Wässer mit niedrigem Salzgehalt hergestellt. Anschließend wurden Injektionswasserproben (einschließlich SW, SW#2D, SW#5D, SW#10D, SW#15D, SW#20D und SW#25D) mit Formationssole in unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von 20 %, 40 %, 50 %, 60 % und 80 %. Um jeden Kompatibilitätstest durchzuführen, wurden 50 cm3 jeder Injektionssole gefiltert, in eine autoklavierbare Flasche gegossen und mit 50 cm3 Formationswasser gemischt. Die autoklavierbaren Flaschen wurden 3 Tage lang bei Atmosphärendruck und Reservoirtemperatur (65 °C) in einen Ofen gestellt, um eine wirksame Reaktion zwischen den Ionen zu gewährleisten. Außerdem wurden diese Mischwässer zweimal morgens und abends geschüttelt. Die Hauptursache für die Bildung von Ablagerungen ist die Übersättigung einer Lösung eines oder mehrerer Salze in der wässrigen Phase36,52,56. Nach 72 Stunden wurden alle Proben durch einen 0,22-µm-Membranfilter geleitet und anschließend wurde die Masse der Ablagerungen auf dem Membranfilter mit einer elektronischen Oberschalenwaage berechnet. Darüber hinaus wurden die Filter entionisiertem Wasser ausgesetzt, indem entionisiertes Wasser gefiltert wurde, um das restliche NaCl-Salz (Halitsalz) zu entfernen, das wahrscheinlich die Oberfläche der Ablagerungen bedeckte, da NaCl-Salz ein in Wasser lösliches Salz war und seine Ablagerung unwichtig war.

Eine schematische Darstellung der Verträglichkeitsprüfungen und der Bestimmung der Art und Mengenstaffeln.

Laut Liter Review57,58,59,60,61,62,63,64 könnten Fettsäuren die Benetzbarkeit der Gesteinsoberfläche von wassernass zu ölnass verändern. Da die Oberfläche von Sandsteingesteinen aufgrund der chemischen Struktur normalerweise wassernass war, wurde die anfängliche Benetzbarkeit der Gesteine ​​für den Test mit einer Stearinsäure/n-Heptan-Mischung in Richtung ölnass verändert. Stearinsäure ist eine Fettsäure mit der chemischen Formel CH3 (CH2)16COOH und einer Molekularmasse von 284,48 g/mol und ist in normalem Heptan und schwereren Alkanen löslich. Normales Heptan hat bei Umgebungstemperatur eine Viskosität und eine Dichte von 0,879 cp bzw. 0,73 g/cm3. Die Sandsteingesteinsproben wurden 4 Tage lang bei 65 °C mit 0,01 molarer Stearinsäure/n-Heptan-Flüssigkeit mit Öl benetzt. Abbildung 3 zeigt die Situation der Benetzbarkeitsänderung dünner Scheiben vor und nach dem Alterungsprozess. Das Kontaktwinkelexperiment (Abb. 3B) bewies die Verschiebung der Benetzbarkeit in Richtung Ölfeuchtigkeit.

Bilder der Kontaktwinkeländerung eines Öltröpfchens auf den Sandsteinoberflächenlösungen vor (A) und nach (B) der Änderung der Benetzbarkeit, gealtert durch 0,01 M Stearinsäure und n-Heptan.

In dieser Studie wurde FESEM-EDX an den Nachbehandlungsfiltern durchgeführt, um die mögliche Kalkablagerung nach der Wechselwirkung verschiedener Injektionssole mit der Formationssole zu untersuchen. FESEM-Bilder könnten dabei helfen, das lokale Ablagerungsverhalten und den Oberflächenmodifikationseffekt der Behandlungssolen zu bestimmen. Darüber hinaus wurden EDX-Ergebnisse für die lokale Elementaranalyse und chemische Charakterisierung der Nachbehandlungsfilteroberfläche verwendet. Außerdem wurden FESEM-Bilder anhand der Ergebnisse des Unterabschnitts zur Kontaktwinkelmessung interpretiert, was eine qualitative Untersuchung der Benetzungsaspekte der Gesteinsoberflächen ermöglichen könnte. Die Oberflächenmorphologie von Filtern wurde mit FESEM-Bildern unter Verwendung von Tescan MIRA3 FEG (Tschechische Republik) mit einer Beschleunigungsspannung von 20 kV untersucht. Darüber hinaus wurde Tescan MIRA3 für die EDX-Analyse verwendet, um die Anzahl der auf der Oberfläche von Filterproben gefüllten Atome zu ermitteln.

Das Zetapotential (Zp) kann die injizierten Wasserproben basierend auf der EOR-Leistung messen65. Zp gibt den Wert der Oberflächenladung der Partikel in einer kolloidalen Lösung an. Unter Elektrophorese versteht man die Bewegung eines geladenen Teilchenanteils in der suspendierten Lösung unter der Wirkung eines elektrischen Feldes66. Die elektrophoretische Mobilität von suspendierten Sandsteinpartikeln und Sole wurde mit dem Gerät gemessen, nachdem der Zp-Wert bestimmt wurde. Der Zp kolloidaler Dispersionen wurde mittels Laser-Doppler-Elektrophorese (LDE) gemessen. Bei der LDE wird eine Spannung an einer Zelle verwendet und die elektrophoretische Mobilität von Partikeln wird aus der im Streulicht beobachteten Frequenzverschiebung ermittelt67,68. Das elektrophoretische Mobilitätsmaß ist die beste und einfachste Methode zur Schätzung des Zp69. Schließlich hängt Zp von der elektrophoretischen Mobilität ab und wird mithilfe der Henry-Gleichung wie folgt berechnet66,70:

Dabei ist UE die elektrophoretische Mobilität, z das Zetapotential, \(\varepsilon \) die Dielektrizitätskonstante, F (ka) die Henry-Funktion und \(\eta \) die Viskosität. Die sich ändernde Zusammensetzung der Injektionssole und der verdünnte Meerwasserspiegel verändern auch die Oberflächenladung des Oberflächengesteins. Die Änderungen der Oberflächenladungen zeigen ein gutes Zeichen für den Erfolg der Injektionssole bei der Benetzbarkeitsmodifikation des Oberflächengesteins in Richtung Wasserfeuchtigkeit39. Die Oberflächenladung von Lösungen wurde durch Anwendung des Malvern Zetasizer Nano ZS-Geräts für ölnasse Sandsteinpartikel gemessen, die in der gewünschten wässrigen Lösung verstreut waren. Die Höhe der Oberflächenladung wurde als Zp verschiedener Soleproben angegeben. Wie oben erwähnt, wurden die Gesteinspulver in n-Heptan und 0,01 M Stearinsäure bei 65 °C und einem Druck von 101,3 kPa gealtert, bis die Gesteinspulver ölnass wurden. Die in der Wasserprobe verstreuten gealterten Sandsteinpartikel wurden durch Mischen von 0,5 g pulverisierten Sandsteinpartikeln mit 50 cm3 Salzlösung hergestellt, was gewichtsmäßig 1 % einer wässrigen Suspension entspricht45. Die Lösungen wurden 20 Minuten lang mit einem Ultraschallgerät beschallt und 48 Stunden lang gehalten, um die Gleichgewichtsbedingungen zu erreichen. Es wurde eine passende Zp-Menge gewählt, die der mittleren Menge aus jeder Probe entspricht.

Wie bereits erwähnt, ist der Übersättigungszustand der wichtigste Faktor für die Bildung von Ablagerungen in einer wässrigen Lösung. Dieser Zustand tritt auf, wenn die Konzentration gelöster Salze in einer wässrigen Lösung höher ist als in einer gesättigten Lösung12,36,52. Daher führt eine Übersättigungssituation zur Ausfällung, Ablagerung und zum Kristallwachstum von Carbonatablagerungen. Für jede Mischung aus zwei inkompatiblen Wässern (eines enthält die übermäßigen Werte an Bikarbonat-Ionen und das andere enthält die übermäßigen Werte an Kalziumionen) ist die Ablagerungstendenz (ST) definiert als das Verhältnis des Ionenaktivitätsprodukts (IAP) dividiert durch Gleichgewichtskonstante (Ksp). Sie ist somit die Reizkraft für die Niederschlagsreaktion36. Ein höherer Grad der Übersättigung kann zu einer größeren Wahrscheinlichkeit einer CaCO3-Ausfällung führen. Das Mischen von Meerwasser (einschließlich hoher Bikarbonat-Ionen) mit Formationssole (einschließlich hoher Kalzium-Ionen) führte zur Ausfällung von Kalziumkarbonat. Vor der Durchführung von Labortests zur Untersuchung der Verträglichkeit von Sole wurde die Software OLI Scale eingesetzt, um das Potenzial für mineralische Ablagerungen aufgrund der Vermischung des injizierten Meerwassers und der Solen mit niedrigem Salzgehalt mit Formationswasser vorherzusagen (siehe Daten zur Analyse der Solezusammensetzung in den Tabellen 2 und 2). 6)71. Es könnte uns helfen, verschiedene Arten von Mineralablagerungen zu beschreiben, die sich in den wässrigen Lösungen nach dem Mischen verschiedener Solen mit niedrigem Salzgehalt mit FW35 bilden. Darüber hinaus kann durch die Simulation das Mischungsverhältnis ermittelt werden, bei dem das Potential zur Kesselsteinbildung am höchsten ist. Die Injektionssole und die chemische Ionenzusammensetzung von FW wurden im Simulationsmodell für gemischte Sole verwendet, um Massenniederschlagsraten und die Arten von Ablagerungen abzuschätzen. Die Vorhersage der CaCO3- und CaSO4-Skalierungstendenzen aufgrund der Vermischung des injizierten Meerwassers mit Formationswasser ist in den Abbildungen dargestellt. 4 bzw. 5. Der maximale Niederschlag betrug 549,18 mg/L für CaSO4 bei 60 % Meerwasser und 78,65 mg/L für CaCO3 bei 20 % Meerwasser. Die ionische Aktivität und die Löslichkeit sind wichtige Faktoren für die Ablagerung von Ablagerungen12. Der Grund für die maximale Bildung von Ablagerungen bei einem Mischungsverhältnis von 60 % war daher, dass bei einer Erhöhung des Mischungsverhältnisses von Meerwasser auf 60 % die Konzentration von Bikarbonat-, Calcium- und Sulfationen auf das gleiche Verhältnis anstieg. Folglich nahmen in diesem Zustand sowohl die ionische Aktivität als auch die Löslichkeit zu. Mit anderen Worten: Durch die Erhöhung des Meerwasseranteils in der Salzlösung auf bis zu 60 % wurde die Wechselwirkung zwischen Anionen und Kationen erhöht und die Löslichkeit von Mineralablagerungen in der Salzlösung verringert. Daher gab es ein maximales Mischungsverhältnis, bei dem sich die maximale Menge an Ablagerungen nicht in Lösung lösen konnte und die Superstationsbedingungen zunahmen. Nach diesem Mischungsverhältnis nahm jedoch die Aktivität von Calcium- und Sulfationen mit zunehmendem Mischungsverhältnis ab und die Löslichkeit von Mineralablagerungen in Salzlake nahm zu12. Infolgedessen verringerte sich aufgrund der Verringerung der Superstationsbedingungen die Menge der gesamten Kalkablagerung. Nach Änderung der Zusammensetzung des Meerwassers als Wasser mit niedrigem Salzgehalt bei verschiedenen verdünnten Meerwasserniveaus war der Wert der CaSO4-Ausfällung im Vergleich zu dem von CaCO3 als zunehmende Verdünnung und Verringerung des Salzgehalts des Meerwassers unbedeutend.

Der Skalierungsindex von CaCO3 und CaSO4 skaliert bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser (Meerwasser) und Formationswasser.

Die Menge der Kesselsteinausfällung von CaCO3 und CaSO4 skaliert bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser (Meerwasser) und Formationswasser.

Um genauere Ergebnisse zu erhalten, wurden der Einfluss des Salzgehalts auf den Kalkniederschlag und der Einfluss des Salzgehalts der Injektions-SW auf den Wert des CaCO3-Niederschlags untersucht. Dementsprechend wurden die optimale Zusammensetzung und der optimale Salzgehalt mit zunehmender Verdünnung und unterschiedlichen Salzgehalten der injizierten SW bestimmt. Somit hatte das Mischungsverhältnis von Meerwasser und Formationssole keinen Einfluss auf die Ergebnisse. Für die Durchführung der Kompatibilitätstests wurde das 50-prozentige Mischungsverhältnis von Wasser mit geringem Salzgehalt und unterschiedlichem Verdünnungsgrad, gemischt mit Formationssole, gewählt.

Die CaCO3-Mineralablagerungstendenz und die Ablagerung von Ablagerungen führen zu unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Meerwasser und Wasser mit niedrigem Salzgehalt in verschiedenen verdünnten Meerwasserspiegeln und Formationssole, die in den Abbildungen dargestellt sind. 6, 7 und 8. Die Tabellen 2 und 6 zeigen, dass einige Ca2+- und HCO3–-Ionen sowohl in Formationssole als auch in injiziertem Wasser mit niedrigem Salzgehalt beobachtet wurden, wodurch sich CaCO3-Ablagerungen bilden können. Der Wert der Mineralskala wurde mit dem OLI ScaleChem geschätzt und in Abb. 6 für verschiedene Verdünnungen und Salzgehalte von SW bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von SW/FW dargestellt. Abbildung 7 zeigt die Verteilung der Größenkonturen des Sättigungsverhältnisses. Die Abbildungen 6 und 7 zeigten, dass die CaCO3-Ablagerungstendenz höher als 1 war; Daher wurde die CaCO3-Ablagerung bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von SW und FW gebildet. Wie in den Abb. dargestellt. 6, 7 und 8: Durch Erhöhung des Mischungsverhältnisses vom eingespritzten Wasser zum Ölreservoir verringerte sich die Menge der CaCO3-Ausfällung. Da der Salzgehalt des Meerwassers abnahm und die Verdünnungen zunahmen, verringerten sich außerdem die ST und der Kalkniederschlag aufgrund von Kalziumkarbonat. Die Abbildungen 6, 7, 8, 9 und 10 zeigen, dass der ST von 10-fach verdünntem Meerwasser (SW#10D) eine deutlichere Abnahme aufweist als anderes injiziertes intelligentes Wasser, und seine Kurve zeigt einen stärker abnehmenden Trend. Gemäß Abb. 7 ändert sich die Menge an Kalkablagerungen nach 10-fach verdünntem Meerwasser (SW#10D) mit zunehmender Verdünnung auf das 15-, 20- und 25-fache nicht wesentlich. Dieser Zahl zufolge ist eine Erhöhung der Verdünnung um mehr als das Zehnfache im Feldmaßstab im Hinblick auf die Kosten und die Einspritzung einer großen Menge verdünnten Injektionswassers in das Ölreservoir nicht sinnvoll und kosteneffektiv. Daher war das optimale Injektionswasser mit niedrigem Salzgehalt 10-fach verdünntes Meerwasser. Die Laborergebnisse des Kompatibilitätstests bei einem Mischungsverhältnis von 50:50 Prozent SW/FW zeigen, dass die geringste Bildung von Mineralablagerungen in 10-fach verdünntem Meerwasser auftrat. Abbildung 9 zeigt die mögliche Menge an Kalkablagerungen von SW/FW und die tatsächliche Situation in porösen Medien der Öllagerstätte als Mischungsverhältnis von 50:50 Prozent beider Solen. Gemäß den Ergebnissen des Kompatibilitätstests und Abb. 8 weist die 10-fach verdünnte SW (SW#10D) der Meerwasserzusammensetzung aus dem Persischen Golf die höchste Löslichkeit von Salzen und die geringste Menge an Mineralablagerungen bei der Vermischung mit Formationswasser auf. Daher war die Wasserzusammensetzung mit niedrigem Salzgehalt die optimale Zusammensetzung des in das Reservoir eingespritzten Wassers. Außerdem stimmten die Ergebnisse des Kompatibilitätstests mit den Ergebnissen der Softwaresimulation überein. Die Ablagerungsmenge in der Sole hängt mit dem Gesamtsalzgehalt (TDS) und den reaktiven Ionenkonzentrationen zusammen12. Vor der SW#10-Zusammensetzung (OLSW) wurde durch das weitere Verdünnungsverhältnis die Konzentration reaktiver Ionen verringert. Daher verringern sich die Ionenaktivität und die Löslichkeitsproduktparameter, und der Salzgehaltsparameter ist ein vorherrschender Faktor gegenüber der reaktiven Ionenkonzentration, und schließlich verringert sich die Gesamtniederschlagsmenge im Massenmaßstab. Danach nimmt die Aktivität der reaktiven Ionen (Ca2+ und HCO3−) trotz der Verringerung des Salzgehalts der Sole zu, wenn die weitere Verdünnung über die SW#10-Zusammensetzung (OLSW) hinausgeht. Dies bedeutet, dass die aktiven Ionenmengen Vorrang vor dem Salzgehaltsparameter haben, was zu einem Anstieg der Aktivität von Ca2+- und HCO3−-Ionen führt und zu einem schnelleren Anstieg der Reaktivität zwischen den anionischen und kationischen Ionen führt, und schließlich kann es zu einer stärkeren Ablagerung kommen12. Bei optimalem Salzgehalt und Solezusammensetzung von zehnmal verdünntem Meerwasser (SW#10D) herrschte ein Gleichgewichtszustand zwischen Ionenkonzentration, pH-Wert, elektrischer Leitfähigkeit, Ionenstärke und der Menge an Kohlendioxidlösung im Wasser. Nach diesem optimalen Zustand nahm aufgrund der Verringerung der Ionenaktivität bei der Komplexbildung die Menge der Ablagerungen ab und die Bildung der Mineralablagerungen erfolgte langsam oder hörte auf. Daher kann eine Erhöhung der Verdünnung ohne Berücksichtigung der aktiven Ionen und ihrer Aktivität nicht garantieren, dass sich die Kalkablagerung bei Überschwemmungen mit Wasser mit geringem Salzgehalt unter Reservoirbedingungen verringert. Nach Abschluss der Kompatibilitätstests wurde eine SEM-EDX-Analyse an Ablagerungen durchgeführt, die sich aufgrund der Mischung von Formationssole und verschiedenen Injektionssolen auf Filtern abgelagert hatten, um die Art und Konfiguration der verschiedenen Ablagerungen zu ermitteln. Auch die genaue Diagnose der Schuppenarten und der Elementzusammensetzung wurde über EDX45 präsentiert. Tabelle 7 zeigt die EDX-Analyse des Formationswassers. Außerdem zeigt Abb. 11 die EDX-Spektren für Formationssole in Tabelle 7. EDX-Analysen von Formationssole sind in Abb. 11 und Tabelle 7 dargestellt und belegen, dass Ca-, O- und C-, S-Atome kleine Mengen an Sulfatkarbonatablagerungen erzeugt haben. und der vorherrschende Ablagerungstyp ist Calcit. Tabelle 8 zeigt die EDX-Analyse des 50-prozentigen Mischungsverhältnisses von Meerwasser und Formationswasser. Laut EDX-Analyse können sich geringe Mengen an Sulfat- und Carbonatablagerungen bilden, wobei der vorherrschende Ablagerungstyp Calcit ist (Tabelle 8). Die EDX-Spektren bewiesen auch die geringe Menge an CaSO4 im 50-prozentigen Mischungsverhältnis von Injektionswasser und FW. Abb. 12 und Tabelle 8 zeigen, dass Ca-, O- und C-Atome die vorherrschende Art von Calcitablagerungen erzeugt haben. Geringere Mengen an S-Atomen zusammen mit Ca, C und O in der Mischzusammensetzung deuten jedoch darauf hin, dass eine kleine Menge Calciumsulfat gebildet werden kann, das im Laufe der Zeit durch Verdünnung des Meerwassers aufgrund einer Abnahme der SO42−-Konzentration entfernt wird. Abbildung 13A und B zeigen ein FESEM-Bild mit einem 5000-fachen Zoom und die EDX-Spektren von 50 % LSW bzw. Formationswasser. Darüber hinaus wurden durch die EDX-Analyse dieser Zusammensetzung Mengen an Calciumcarbonatablagerungen nachgewiesen (Tabelle 9). Die EDX-Spektren bewiesen auch die geringe Menge an CaCO3 im 50-prozentigen Mischungsverhältnis von OLSW (SW#10D) und FW (siehe Abb. 13B). Wie in Abb. 13B zu sehen ist, sind in 50 % injizierter Sole und der Zusammensetzung des Formationswassers die atomaren Picks von Ca-, C- und O-Atomen größer, was die Ablagerung von CaCO3 verdeutlicht. Die gleichen Ergebnisse lassen sich aus Abb. 12 für andere Proben ableiten. In Abb. 13 und Tabelle 9 wird gezeigt, dass zweiwertige Kationen (Ca2+) den vorherrschenden Kesselsteintyp, nämlich Calcit, erzeugt haben.

CaCO3 (Calcit)-Ablagerungstendenz bei Reservoirbedingungen.

Gegendiagramm des Sättigungsverhältnisses (SR) für verdünnte Meerwasserverhältnisse im Vergleich zu den Mischungsverhältnissen.

Niederschlag im CaCO3-Maßstab unter Reservoirbedingungen.

Die Menge an Kalkablagerungen beim Mischen des verdünnten Meerwassers mit Formationswasser (FW: SW # 0, 2, 5, 10, 15, 20 und 25 D).

Kalkablagerungszähler für unterschiedliche Mischungsverhältnisse und unterschiedliche Injektionslösungen mit niedrigem Salzgehalt.

EDX analysiert Formationswasser aus Tabelle 7.

EDX-Analyse der Meerwasser- und Formationssolezusammensetzung bei einem Mischungsverhältnis von 50 % aus Tabelle 8.

(A) FESEM-Bild und (B) EDX-Analyse der Mischung von LSW (SW#10D) und Formationssole bei einem Mischungsverhältnis von 50 %.

Tabelle 2 zeigt, dass die Konzentration von Bikarbonat-Ionen (HCO3−) im Meerwasser sehr gering ist (73 mg/L), wohingegen es im Formationswasser in großen Mengen vorhanden ist (293 mg/L). Daher kann es aufgrund der Ablagerung von Kalziumkarbonat in den Produktionsbetriebssystemen dieser Öllagerstätte zu vielen Problemen kommen. Abbildung 14 zeigt die Ca2+-Ionenkonzentration in verschiedenen SW-Injektionswässern und Wässern mit niedrigem Salzgehalt im Vergleich zu unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von SW/FW. Die Höhe der Kalziumkonzentration weist mit zunehmender Verdünnung des Meerwassers einen abnehmenden Trend auf, und mit zunehmenden Mischungsverhältnissen bleibt die Menge der Trendänderungen nahezu konstant. Auch der Trend der Ca2+-Konzentration liegt bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von SW/FW nahezu innerhalb eines engen Bereichs. Die Menge der Ca2+-Ionenkonzentration ändert sich nicht, wenn die Verdünnung des 10-fach verdünnten Meerwassers erhöht wird; Daher entsprechen diese Ergebnisse den Labor- und Simulationsergebnissen. Die Menge an HCO3−-Ionen wurde durch Erhöhung der Mischungsverhältnisse und Salzgehalte verringert (Abb. 15). Wie in Abb. 15 zu sehen ist, hatte 10-fach verdünntes Meerwasser eine optimale Konzentration an Bicarbonationen; Nach diesem Salzgehalt wurde keine Änderung im Trend der Abnahmekurve beobachtet. Mit anderen Worten, der Effekt des optimalen Salzgehalts ist ein komplementärer Effekt aufgrund von Änderungen bei Calcium- und Bicarbonationen, und die Erkennung des optimalen Salzgehalts kann durch Änderungen der Mg2+- und HCO3−-Konzentrationen vor den Ca2+-Konzentrationen verbessert werden. Reduziert man die Konzentration der Bicarbonat-Ionen auf das Zehnfache der ursprünglichen Menge im Meerwasser, nimmt die Menge der gebildeten Ablagerungen ab (Abb. 15), und nach diesem optimalen LSW ändert sich die Menge der Ablagerungen nicht mehr. Daher ist eine Verdünnung des Meerwassers um mehr als das Zehnfache wirtschaftlich nicht sinnvoll. Aufgrund der hohen Ladungsdichte werden Mg2+-Ionen im Vergleich zu Ca2+-Ionen bei niedrigen Temperaturen gut von Wassermolekülen bedeckt. Bei hohen Temperaturen (über 70 °C) aufgrund von Dehydrierung nimmt seine Aktivität jedoch zu. Daher wird die Aktivität von Ca2+-Ionen in der Lösung überschattet und die Reaktion von SO4−-Ionen mit Ca2+ verringert. Mit zunehmender Löslichkeit von Calciumsulfat bildet sich weniger Kesselstein12. Mg2+-Ionen können die Geschwindigkeit der Calcit-Keimbildung hemmen. Für jede weitere Störung ist die Konzentration der neuen Kerne zu verdünnt. Die nachfolgenden Kerne sind dann frei von Mg2+-Hemmung und weisen eine normale Wachstumsrate auf, wodurch die Identität der Reaktion unterdrückt wird72. Es ist zu erwarten, dass mit zunehmender Magnesiumionenkonzentration die Menge an Calciumcarbonat-Ausfällung entsprechend der Verdünnungsrate abnimmt (Abb. 16). Allerdings ist die Wirkung von Mg2+-Ionen in Solen mit niedrigem Salzgehalt intensiver. Die Zugabe von Mg2+-Ionen während der Bildung von Calciumcarbonatablagerungen beeinflusst die scheinbare Löslichkeit der gebildeten Magnesiumcalcitphase erheblich. Daher können wirksame Ablagerungshemmer durch Magnesiumionen auf aktive Adsorptionsstellen und eine Verringerung der Thermodynamik der Bildung von Magnesiumcalcit-Ablagerungen zurückzuführen sein73.

Variation der Ca2+-Ionen bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen des eingespritzten Wassers im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Variation der HCO3−-Ionen bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Variation des Mg2+-Ions bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Der Mechanismus der Bildung von Calciumcarbonatablagerungen mit Sulfatablagerungen ist unterschiedlich. Diese Ablagerungen entstehen hauptsächlich in Öllagerstätten aufgrund der CO2-Emissionen, die von Bikarbonat-Ionen herrühren, was zu einem plötzlichen Druckabfall führt. Die Menge an CO2 in der Lösung beeinflusst den pH-Wert des Wassers und die Löslichkeit von CaCO3. Bei niedrigen pH-Werten ist die Rate der Calciumcarbonat-Ablagerung geringer, bei hohen pH-Werten ist diese Menge umgekehrt höher47. Wenn CO2 aus der Lösung entfernt wird, steigt der pH-Wert und die Löslichkeit der löslichen Carbonate nimmt ab, und die meisten löslichen Bicarbonate werden unlöslich und liegen auch in Form unlöslicher Carbonate vor. Daher ist die Löslichkeit von Bicarbonationen bei Umgebungsdruck sehr gering. Aber selbst diese geringe Menge kann beim Mischen von Meerwasser mit dem Formationswasser zu Kalkablagerungen führen. So ist in Abb. 18 zu beobachten, dass mit zunehmender Geschwindigkeit der Wassereinspritzung, die mit dem Formationswasser vermischt wird, die Menge an gelöstem Kohlendioxid abnimmt. Außerdem zeigt sich, dass der Abwärtstrend der Kohlendioxidmenge nach 10-facher Verdünnung mit Wasser nahezu konstant ist. Die Ergebnisse sind vollständig kompatibel mit den Ergebnissen der Änderungen der Bicarbonat-Ionen in Abb. 15. Abbildung 17 zeigt pH-Änderungen mit zunehmendem Prozentsatz der Vermischung zweier Solen. Daher steigt der pH-Wert mit zunehmendem Prozentsatz der Vermischung zweier Solen. Wie bereits erwähnt, steigt der pH-Wert der Lösung, wenn CO2 aus der Lösung freigesetzt wird (Abb. 18).

Variation des pH-Wertes bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Variation der CO2-Konzentration bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen von Injektionswasser im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Die Ionenstärke (IS) einer Lösung hängt von der Ionenkonzentrationsmenge einer wässrigen Lösung ab. Daher wird die Ionenstärke der Lösung als eine Funktion der Konzentration aller in der Lösung erkannten Ionen betrachtet. Der IS einer wässrigen Lösung kann wie folgt definiert werden74:

Ci stellt die Konzentration des Ions i dar (M = mol/L); Zi bezeichnet die Ladungszahl der Ionen und alle Ionen in der Lösung werden durch die Summe74 dargestellt. Das Löslichkeitsprodukt (Ksp) wird auch in Molalitätskonzentrationen (m) ausgedrückt und hängt sowohl von der Temperatur als auch von IS36 ab. Die Löslichkeit von CaCO3 wird stark von der Konzentration anderer im System beobachteter Ionen wie Mg2+72 beeinflusst. Der Löslichkeitswert von CaSO4 ist höher als der von SrSO4, der wiederum fast eineinhalb Größenordnungen höher ist als der von BaSO475. Die Schwankungen des IS bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen der Injektionssole verdünnter Meerwasserspiegel mit Formationssole sind in Abb. 19 dargestellt; Mit zunehmender Verdünnungsdauer des Meerwassers und abnehmendem SW-Salzgehalt nahm der IS bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen ab. Nach 10-fach verdünntem Meerwasser hat sich die IS-Menge nicht verändert und ist nahezu konstant. Darüber hinaus ist laut Abb. 6, 7, 9 und 19 wurde der ST von Calciumcarbonat stark sowohl von der Konzentration anderer im System beobachteter Ionen als auch von der Ionenstärke beeinflusst. Dann war, wie zuvor gezeigt, nach 10-fach verdünntem Meerwasser die Konzentration der Aktivitätsionen bei verschiedenen Mischungsverhältnissen von SW/FW nahezu konstant. Daher wird erwartet, dass sich der IS für andere Wässer mit niedrigem Salzgehalt, wie etwa 15-, 20- und 25-fach verdünntes Meerwasser, nicht ändert. Eine einfache Möglichkeit, die Konzentration suspendierter Mineralien im Wasser zu bestimmen, ist die Messung des EC. Destilliertes Wasser oder reines Wasser ist fast kein elektrischer Leiter. Wenn jedoch Salze im Wasser vorhanden sind, kann Wasser ein elektrischer Leiter sein. Je mehr Salze in Wasser gelöst sind, desto höher ist der EC-Wert. mit anderen Worten, sein elektrischer Widerstand nimmt ab. Die Leitfähigkeit von Wasser zeigt die Fähigkeit des Elektrifizierungsstroms an, durch die wässrigen Lösungen zu fließen. Der elektrische Strom in Lösungen wird durch die Bewegung der Ionen gesteuert. Je höher die Anzahl der Ionen (je höher die Konzentration löslicher Salze), desto größer die Ionenmobilität und desto höher der EC. Da der EC in direktem Zusammenhang mit TDS und wasserlöslichen Salzen steht, kann durch Messung die Menge löslicher Feststoffpartikel und damit deren Ablagerungen in der Lösung gemessen werden, indem der EC der Lösung verringert wird76. Die Leitfähigkeit der Lösung zeigt eine geeignete Methode zur Bewertung der Kalkablagerung beim Mischen von Wässern mit niedrigem Salzgehalt, z. B. beim Mischen von Injektionswasser mit Formationswasser in unterschiedlichen Verhältnissen13. Die Ergebnisse der Leitfähigkeitswerte in Abb. 20 zeigen einen abnehmenden Trend für alle Solen mit zunehmendem Mischungsverhältnis von SW/FW. Auch hinsichtlich der Tendenz zur Ablagerung von Ablagerungen und der Ablagerung von Ablagerungen wurden in den Abbildungen ähnliche Ergebnisse erzielt. 6, 7 und 8. Der Konzentrationstrend der Aktivitätsionen für die Bildung von CaCO3-Ablagerungen bei verschiedenen Mischungsverhältnissen stimmte mit den Ergebnissen überein, die aus Leitfähigkeitsmessungen von Sole mit niedrigem Salzgehalt erhalten wurden. Die Ergebnisse zeigen eine optimale Zusammensetzung des verdünnten Meerwassers einschließlich minimaler Ablagerungen. Eine Verringerung des Salzgehalts des Meerwassers und eine Erhöhung der zeitlichen Verdünnung von Meerwasser sind aus wirtschaftlichen und betrieblichen Gründen bei höheren OLSW-Zusammensetzungen nicht geeignet und praktikabel. Folglich kann eine Verlängerung der Zeit, in der Meerwasser verdünnt wird, ohne die aktiven Ionen und ihre Aktivitäten zu untersuchen, nicht garantieren, dass die Kalkablagerung bei Überschwemmungen mit Wasser mit geringem Salzgehalt verringert wird.

Variation der Ionenstärke bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen der Wasserinjektion im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Variation der Leitfähigkeit bei unterschiedlichen Mischungsverhältnissen der Wasserinjektion im verdünnten Meerwasserspiegel mit der Formationssole.

Die Benetzbarkeit des Lagerstättengesteins hat einen wichtigen Einfluss auf die Ölförderung, da sie sich auf die Flüssigkeitsdurchlässigkeit, die Wechselwirkung zwischen Öltröpfchen und der Gesteinsoberfläche und das Anhaften von Öltröpfchen an der Gesteinsoberfläche auswirkt77. Wie bereits erwähnt, war die Änderung der Benetzbarkeit einer der Hauptmechanismen für die Steigerung der Ölproduktion durch LSW und intelligente Wasserflutung78,79. Die Feldemissions-Rasterelektronenmikroskopie (FESEM) kann als Methode zur Oberflächenmodifizierung und Änderung der Benetzbarkeit von Karbonat- und Sandsteinoberflächen von ölnass zu wassernass eingesetzt werden60,80,81,82. Die Qualität der Änderung der Benetzbarkeit der Sandsteinoberfläche von wassernass zu ölnass, der Beschichtung und der Oberflächenadsorption mit optimalem Wasser mit niedrigem Salzgehalt (SW#10D) und minimaler Kalkablagerung wurde mithilfe des FESEM bewertet. Abbildung 21 zeigt die FESEM-Bilder von Oberflächensandsteingestein vor und nach den Wasseraufbereitungen mit niedrigem Salzgehalt. Abbildung 21A,B zeigt die Sandsteinplattenoberfläche vor der Alterung (wassernass) bzw. nach der Alterung (ölnass). Die folgenden Abbildungen zeigen, dass der Sandstein Partikel auf einer glatten Oberfläche (erwartete Kristallkante) enthält. Anschließend wurden die Proben durch Fettsäure (Stearinsäure) und n-Heptan gealtert; Die glatte Oberfläche war mit einer dünnen Ölschicht bedeckt und ihre Morphologie war deutlich verändert (Abb. 21B). Die Sandsteinoberfläche hatte aufgrund der Adsorption von Rohöl an ihrer Oberfläche einen gewölbten Hügel ohne glatte Kanten. Die Benetzbarkeit der Sandsteinplattenoberfläche könnte sich von wassernass zu ölnass ändern. Die Sandsteinoberfläche wurde 24 Stunden lang in optimalem Wasser mit niedrigem Salzgehalt (SW#10D) gealtert. Abbildung 21C zeigt die FESEM-Bilder der Sandsteingesteinsoberfläche nach der Alterung. Es ist zu beachten, dass in einem ölfeuchten porösen Medium der Einfluss des Formationswassers auf die Änderung der Benetzbarkeit weniger wirksam ist83. Die FESEM-Bilder zeigen Brunnenausbrüche und Adsorption von Wasser mit niedrigem Salzgehalt auf Quarzoberflächen. Mechanistisch gesehen kann eine negativ geladene Wasserzusammensetzung mit niedrigem Salzgehalt die Oberflächenladung der Quarzoberfläche weiter verändern (Abb. 21). Aus Abb. 21 und den Zp-Ergebnissen von Abb. 24 lässt sich schließen, dass das optimale Wasser mit niedrigem Salzgehalt und minimaler Ablagerung die Gesteinsoberfläche in Richtung einer negativen Ladung verändert. Dadurch könnte die Benetzbarkeit der Sandsteinoberfläche wirksam auf Wasserbenetzung umgestellt werden. Um die Auswirkung der Gesteins-OLSW-Wechselwirkung auf die endgültige Ölförderung besser zu untersuchen, sollten außerdem die Tendenz und das Ausmaß der Benetzbarkeitsänderung untersucht werden. Daher wurde ein Kontaktwinkeltest bei optimalem Wasser mit niedrigem Salzgehalt (SW#10D) im Hinblick auf die Zeit durchgeführt. Abbildung 22 zeigt den Kontaktwinkel des optimalen Wassers mit niedrigem Salzgehalt (SW#10D)/Rohöl/Sandsteingestein über einen Zeitraum von 5 Tagen bis zum Erreichen des Gleichgewichts. Die Kontaktwinkelmessungen zeigten, dass sich der Kontaktwinkel in Gegenwart von OLSW nach 5 Tagen auf 50,13° verringerte. Daher zeigen die Ergebnisse des Kontaktwinkels die Änderung der Benetzbarkeit in Richtung Wasserfeuchtigkeit im Laufe der Zeit. Als Ergebnis bestätigten FESEM- und Kontaktwinkelbefunde die Zp-Ergebnisse, was bedeutete, dass OLSW in der Lage war, die Sandsteinoberfläche durch die Verdünnung des Meerwassers negativer zu machen und die Benetzbarkeit von ölnass zu wassernass zu ändern.

FESEM-Bilder von (A) einem sauberen Sandsteingestein (wassernass), (B) einem in Stearinsäure und n-Heptan gealterten Sandsteingestein und (C) einem ölnassen Sandsteingestein, gealtert im optimalen SW#10D.

Variation des Kontaktwinkels von optimalem Wasser mit niedrigem Salzgehalt (SW#10D)/Öl/Sandsteingestein im Laufe der Zeit.

Der Einfluss von LSW wird auf die Änderung der Benetzbarkeit zurückgeführt, die hauptsächlich auf die Ausdehnung der elektrischen Doppelschicht (EDL)84 zurückzuführen ist. Durch den Kontakt der geladenen Oberfläche mit LSW entsteht ein elektrisches Feld, das unterschiedlich geladene Ionen adsorbiert. Die geordneten Ionen erzeugen eine diffuse Ladungsschicht über der geladenen Oberfläche hinaus (Sternschicht). Daher wird die EDL durch die diffuse Schicht und die Heckschicht erzeugt85. Abbildung 23 zeigt ein schematisches Diagramm der EDL im Sole-/Sandsteinsystem. Wenn der Salzgehalt sinkt, entsteht daher ein dickerer Wasserfilm, der zu einer Ausdehnung des EDL durch LSW-Sole führt und somit eine bessere Möglichkeit für die Effizienz der Ölreinigung bietet84. Eine einfache und schnelle Möglichkeit, Oberflächenladungsänderungen an OLSW/Gesteins- und OLSW/Öl-Grenzflächen und die Ausdehnung des EDL zu untersuchen, ist die Messung von Zp-Werten86. Der Zp-Wert ist ein Maß für das elektrische Potenzial in der diffusen Schicht des EDL87. Die Zp-Werte wurden verwendet, um die Oberflächenladungsänderungen von gealterten Gesteinspulvern zu untersuchen, die durch verschiedene Solen getrennt wurden, darunter Meerwasser, verschiedene LSW-Zusammensetzungen und OLSW (SW#10D) (siehe Abb. 24). Infolgedessen wurden die Zp-Messungen an Sole/gealtertem Gesteinspulver und Öl/Sole-Suspensionen durchgeführt, um die Auswirkungen von Verdünnung, Ionenzusammensetzung und Salzgehalt auf den EDL zu veranschaulichen. Abbildung 24 zeigt die Zp-Werte der in Salzlake dispergierten Gesteinspulver aus gealtertem Sandstein. Die Zp-Werte waren der Durchschnitt aus drei Messungen für die Probe. Potenzielle bestimmende Ionen, einschließlich Ca2+, Mg2+ und SO42−, können die Wechselwirkungen an der Grenzfläche zwischen LSW und Gestein erheblich beeinflussen, was sich direkt auf die EDL in Öllagerstätten auswirkt68. Diese Ionen heften sich an die Gesteinsoberfläche und verändern die Ladung der Gestein-Sole-Grenzfläche86. Daher verursachte die OLSW-Zusammensetzung aufgrund der Ionenadsorption am Oberflächengestein eine negativere Oberflächenladung. Die negativ geladenen Oberflächen können durch die Adsorption von Ca2+-, Mg2+- und SO42−-Ionen an der Gesteinsoberfläche beschrieben werden, und die CaSO4−- und MgSO4−-Komplexe können auf der Sandsteinoberfläche entstehen68. Die negativen Oberflächenladungen an den Grenzflächen OLSW/Gestein und OLSW/Öl können zu einer elektrostatischen Abstoßung zwischen den Grenzflächen führen und zu einem weiteren positiven Trenndruck führen88. Andererseits verfügt die Sandsteinoberfläche über einige aktive Stellen, an denen potenziell entscheidende Ionen an der Grenzfläche zwischen Gestein und Sole anhaften und die Ladung ändern können. Durch die Änderung des Salzgehalts der Sole variieren daher die Konkurrenz der Ionen um Bindungsstellen und ihre Reaktion mit OH−- und H+-Ionen in Lösung, was zu unterschiedlichen Zetapotentialwerten führt und auch die Ladung der Gesteinsoberfläche kann sich ändern89. Da das OLSW einen optimalen Salzgehalt und eine optimale Ionenzusammensetzung aufwies, veränderten sich die Oberflächenladungswerte negativ. Durch die Reduzierung des Salzgehalts und der Ionenstärke der Sole (FW > SW > SW#10D) weist das Zeta-Potential negativere Werte auf (Abb. 24)87. Darüber hinaus wird die EDL in einer Lösung mit höherem Salzgehalt oder geringerer Leitfähigkeit dünner. Daher stapeln sich die Ionen auf dem EDL und verhindern die Freisetzung potentiell bestimmender Ionen39. Wenn OLSW als Injektionswasser verwendet wird, kommt es aufgrund von Veränderungen an den OLSW/Gesteins- und OLSW/Öl-Grenzflächen zu einer Verringerung der Adhäsionskraft und der Anziehungskräfte (oder einer Zunahme der Abstoßungskräfte) zwischen Öl und Gesteinsoberfläche und einer Erhöhung der Ausdehnung von EDL, was zu … Die Benetzbarkeit des Oberflächengesteins ändert sich bei wasserfeuchten Bedingungen84,90. Infolgedessen führt die optimale Verdünnung und Solezusammensetzung zu einer Erweiterung des EDL, was eine Änderung der ionischen Solezusammensetzung bedeutet. Die Ergebnisse stimmen gut mit der Kontaktwinkelmessung und den FESEM-Ergebnissen überein.

Schematische Darstellung der EDL im Sandstein-/Solesystem84.

Zp-Werte von gealtertem Sandsteingesteinspulver, verstreut in verschiedenen Solen.

Die wichtigsten Ergebnisse dieser experimentellen Studie lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Die Mindestmengenskala kann in einer optimalen Salzgehalt- und Verdünnungs- sowie LSW-Zusammensetzung (SW#10D) gebildet werden. Nach dieser optimalen Menge ändern sich die Ionenkonzentration, die elektrische Leitfähigkeit, die Ionenstärke, der pH-Wert und die Kalkausfällungsmenge nicht mehr wesentlich und sind nahezu konstant. Daher ist eine Erhöhung der Verdünnungszeit bei einem höheren optimalen SW#10 aus wirtschaftlicher und betrieblicher Sicht nicht hilfreich.

Es wurde ein direkter Zusammenhang zwischen der Verringerung des Salzgehalts, der Ionenstärke, der elektrischen Leitfähigkeit, den effektiven Ionenkonzentrationen (Ca2+, Mg2+ und HCO3−) und den Schwankungen der Oberflächenladung beobachtet. Die Ergebnisse zeigten, dass sich die Werte dieser Parameter bei optimalem Salzgehalt und Verdünnung (SW#10D) und nach dieser optimalen Menge nicht wesentlich änderten.

Die Simulationsergebnisse und experimentellen Tests (FESEM-EDX und Kompatibilitätstest) bestätigten, dass die CaCO3-Skala die Hauptskala beim Mischen von Injektionswasser mit Formationswasser in unterschiedlichen Verhältnissen war. Darüber hinaus zeigte die CaCO3-Skala in Wässern mit niedrigem Salzgehalt im Wesentlichen einen konstanten Wert, da sie zunehmend von thermodynamischen Bedingungen abhängig wurde, wenn Temperatur und Druck unter verschiedenen experimentellen Bedingungen konstant waren.

Bei der optimalen LSW-Zusammensetzung (10DSW) änderte sich die Benetzbarkeit des Gesteins von ölnassen zu wassernassen Bedingungen aufgrund einer Erhöhung des Verdünnungsverhältnisses und einer Verringerung des Salzgehalts des eingespritzten Wassers. Folglich zeichnet sich SW#10D dadurch aus, dass es gleichzeitig die Ablagerung von Ablagerungen kontrolliert und gleichzeitig die Benetzbarkeit verbessert.

Die während der aktuellen Studie verwendeten und/oder analysierten Datensätze sind auf begründete Anfrage beim entsprechenden Autor erhältlich.

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Masoud Bijani & Ehsan Khamechi

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Mehdi Shabani

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MB: Doktor der Erdöltechnik, Konzeptualisierung, Methodik, Labortests, Datenanalyse und Visualisierung, Verfassen des Originalentwurfs des Manuskripts. EK: Professor, Abteilung für Erdöltechnik, Betreuung, Überprüfung und Bearbeitung des Manuskripts. MS: Regionaler technischer Berater am STRATUM Reservoir, Naher Osten, Vereinigte Arabische Emirate, Prüfung und Bearbeitung des Originalentwurfs des Manuskripts.

Korrespondenz mit Ehsan Khamehchi.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Bijani, M., Khamehchi, E. & Shabani, M. Optimierung des Salzgehalts und der Zusammensetzung von eingespritztem Wasser mit niedrigem Salzgehalt in Sandsteinreservoirs mit minimaler Kalkablagerung. Sci Rep 13, 12991 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-40067-y

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Eingegangen: 5. Januar 2023

Angenommen: 03. August 2023

Veröffentlicht: 10. August 2023

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

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