BRPI0716508B1

BRPI0716508B1 - Método para aumentar a recuperação de óleo cru a partir de um reservatório compreendendo ao menos uma formação subterrânea porosa e permeável

Info

Publication number: BRPI0716508B1
Application number: BRPI0716508-0A
Authority: BR
Inventors: Ian Ralph Collins; Gary Russell Jerauld; Arnaud Lager; Patrick Lee McGuire; Kevin Webb
Original assignee: Bp Exploration Operating Company Limited
Priority date: 2006-09-08
Filing date: 2007-09-05
Publication date: 2018-02-06
Also published as: US8439111B2; DK178809B1; EA200900382A1; DK201570687A1; NO343975B1; GB2455016A; BRPI0716508A2; GB2478217B; MX2009002513A; CA2662295C; CA2662295A1; GB2478217A; EG26795A; US20100006283A1; US7987907B2; AU2007293281B2; AU2007293281A1; DK179973B1; US20120085555A1; CN101535443B

Description

(54) Título: MÉTODO PARA AUMENTAR A RECUPERAÇÃO DE ÓLEO CRU A PARTIR DE UM RESERVATÓRIO COMPREENDENDO AO MENOS UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA POROSA E PERMEÁVEL (51) Int.CI.: C09K 8/58; C09K 8/60; E21B 43/16; E21B 43/20 (30) Prioridade Unionista: 08/09/2006 US 60/843.000 (73) Titular(es): BP EXPLORATION OPERATING COMPANY LIMITED. BP CORPORATION NORTH AMERICA INC.

(72) Inventor(es): IAN RALPH COLLINS; GARY RUSSELL JERAULD; ARNAUD LAGER; PATRICK LEE MCGUIRE; KEVIN WEBB

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MÉTODO PARA AUMENTAR A RECUPERAÇÃO DE ÓLEO CRU A PARTIR DE

UM RESERVATÓRIO COMPREENDENDO AO MENOS UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA POROSA E PERMEÁVEL [001] A presente invenção se refere a um método para recuperar hidrocarbonetos a partir de uma formação contendo hidrocarbonetos, subterrânea, porosa e permeável mediante injeção de uma água de baixa salinidade na formação.

[002] Sabe-se há muito tempo que apenas uma porção do óleo pode ser recuperada a partir de uma formação subterrânea contendo óleo como resultado da energia natural do reservatório. As assim chamadas técnicas de recuperação secundária são usadas para forçar mais óleo para fora do reservatório, o método mais simples das quais é mediante substituição direta com outro meio; comumente água ou gás.

[003] A inundação com água é um dos métodos de recuperação secundária, mais bem-sucedidos e extensivamente utilizados. A água é injetada sob pressão para dentro das rochas do reservatório por intermédio de poços de injeção, acionando o óleo através da rocha em direção aos poços de produção. A água usada na inundação com água é geralmente água salina a partir de uma fonte natural tal como água do mar (em seguida água de fonte).

[004] Os fatores que controlam as interações de óleo cru/salmoura/rocha e o efeito dos mesmos sobre a capacidade de umedecimento e recuperação de óleo envolvem mecanismos complexos e algumas vezes antagônicos. Foi informado que a recuperação de óleo pode depender da concentração de salmoura de injeção. Especificamente, mostrou-se em estudos básicos de laboratório por Morrow e colaboradores que o uso de uma água de injeção de salinidade inferior durante inundação com água pode aumentar a recuperação de óleo em comparação com o uso de água de salinidade superior. P. L. McGuire, J. R.

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Chatham, F. K. Paskvan, D. M. Sommer, F. H. Carini: Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope Society of Petroleum Engineers, Vol. 2, N° 93903, 2005, páginas 422-436 descreve trabalho posterior com inundação com água de salinidade inferior.

[005] Entretanto, águas com salinidade inferior frequentemente não estão disponíveis em um local de poço e teriam que ser produzidas mediante redução da concentração total de íons da água de salinidade superior utilizando técnicas tais como osmose reversa ou osmose direta.

[006] Desse modo existe um problema de como otimizar a recuperação de óleo a partir de uma formação contendo óleo utilizando um método que seja ou mais barato para a mesma recuperação ou que proporcione melhor recuperação de óleo pelo mesmo custo.

[007] Descobriu-se agora que mediante manipulação da concentração total de cátions multivalentes de uma água de injeção de baixa salinidade e mediante injeção de um volume de poro mínimo da água de baixa salinidade manipulada para dentro de uma formação contendo óleo que a saturação de óleo residual da formação pode ser reduzida em comparação com a injeção de água de baixa salinidade original ou de uma água de salinidade superior. Além disso, descobriu-se que a solução para uma melhor recuperação de óleo é o uso de uma água de injeção com um teor de cátions multivalentes, inferior especial onde o teor total de sólidos dissolvidos (TDS) da água de injeção está na faixa de 200 a 10.000 ppm. Descobriu-se também que a recuperação otimizada de óleo utilizando uma água de baixa salinidade depende da natureza da formação.

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3/32 [008] Desse modo, a presente invenção provê um método para aumentar a recuperação de óleo cru a partir de um reservatório compreendendo ao menos uma formação subterrânea porosa e permeável em que a formação compreende arenito e ao menos um mineral que tem um potencial zeta negativo sob as condições de reservatório e em que o óleo cru e água sinergética (connate water) estejam presentes dentro dos poros da formação, o método compreendendo:

injetar na formação um fluido de deslocamento aquoso que desloca o óleo cru a partir da superfície dos poros da formação em que o fluido de deslocamento aquoso tem um teor total de sólidos dissolvidos (TDS) na faixa de 200 a 10.000 ppm e a fração do conteúdo total de cátions multivalentes do fluido de deslocamento aquoso para o teor total de cátions multivalentes da água sinergética é inferior a 1.

[009] Em uma modalidade preferida da presente invenção é provido um método para aumentar a recuperação de óleo cru a partir de um reservatório compreendendo ao menos uma formação subterrânea porosa e permeável em que (a) a formação compreende rocha de arenito e ao menos um mineral que tem potencial zeta negativo sob as condições de reservatório; (b) óleo cru e água sinergética estão presentes dentro dos poros da formação e o óleo cru compreende componentes tendo grupos funcionais aniônicos (em seguida componentes aniônicos) e/ou componentes tendo grupos funcionais catiônicos (em seguida componentes catiônicos) ; e, (c) cátions multivalentes são adsorvidos para a superfície dos poros da formação a partir da água sinergética e estão em equilíbrio com cátions multivalentes livres que são dissolvidos na água sinergética e ao menos uma porção dos cátions multivalentes adsorvidos são associados com componentes aniônicos do óleo cru (em seguida cátions

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4/32 multivalentes associados ao óleo) e/ou grupos funcionais negativamente carregados na superfície dos poros da formação são associados com componentes catiônicos do óleo cru (em seguida componentes catiônicos adsorvidos), o método compreendendo:

injetar na formação um fluido aquoso de deslocamento tendo um teor total de sólidos dissolvidos (TDS) na faixa de 200 a 10.000 ppm e tendo cátions de deslocamento dissolvidos nos mesmos em que a concentração de cátions multivalentes no fluido de deslocamento aquoso é inferior à concentração dos cátions multivalentes livres na água sinergética de modo que os cátions multivalentes associados do óleo e/ou os componentes catiônicos adsorvidos são deslocados a partir da superfície dos poros da formação e são substituídos com cátions de deslocamento que são adsorvidos a partir do fluido aquoso de deslocamento desse modo deslocando o óleo cru a partir da superfície dos poros da formação.

[010] Preferivelmente, o fluido aquoso de deslocamento é passado através da formação a partir de um poço de injeção para deslocar o óleo cru a partir da superfície dos poros da formação e o óleo cru deslocado é recuperado a partir de um poço de produção espaçado a partir do poço de injeção. Contudo, também é considerado que a presente invenção pode ser aplicada a um processo de soprar e bufar onde um poço de produção é introduzido em um ciclo de injetar o fluido aquoso de deslocamento a partir do poço para a formação, deixando o poço encharcar e então produzir óleo a partir do poço.

[011] A formação, através da qual passa o fluido aquoso de deslocamento, compreende rocha de arenito com a qual o óleo está associado, seja mediante inclusão nos poros ou

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5/32 entre grãos ou de outro modo. A formação também pode compreender outros ingredientes tal como quartzo. Além disso, a formação compreende um ou mais minerais tendo um potencial zeta negativo sob as condições de reservatório. Consequentemente, a formação tem uma carga elétrica de superfície negativa sob as condições de reservatório. Potencial zeta é um parâmetro bem conhecido na técnica e pode ser medido por intermédio de meio padrão conhecido daqueles versados na técnica. Potencial zeta é medido mediante formação de uma pasta fluida do mineral em um meio aquoso, passando uma corrente elétrica através da pasta fluida por intermédio de eletrodos e determinando a direção e velocidade do movimento das partículas de pasta fluida. Preferivelmente, o potencial zeta do mineral é de 0,1 a -50 mV; tal como -20 a -50 mV sob condições de reservatório. Por condições de reservatório se quer dizer a temperatura e a pressão da formação e o pH da água sinergética. Tipicamente, a temperatura da formação está na faixa de 25 a 300°C, por exemplo, 50 a 200°C, especificamente 100 a 150°C. Tipicamente, a pressão da formação está na faixa de 10.000 a 100.000 KPa. Geralmente, a água sinergética tem um pH na faixa de 4 a 8, especificamente na faixa de 5 a 7.

[012] Tipicamente, a formação compreende ao menos 0,1% de ao menos um mineral que tem um potencial zeta negativo sob condições de reservatório, preferivelmente de 1 a 50%, mais preferivelmente de 1 a 30%, e especialmente de 2,5 a 20% (todos os conteúdos nesse relatório descritivo são expressos em peso a menos que de outro modo declarado) . O mineral pode ser uma argila, especificamente, argilas do tipo esmectita (tal como montmorilonita), pirofilita, do tipo caulinita, do tipo ilita do tipo e do tipo glauconita. Preferivelmente, a argila é de não-dilatação sob

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6/32 as condições de recuperação de óleo cru a partir da formação. Outros exemplos de minerais que têm um potencial zeta negativo sob condições de reservatório incluem compostos de metal de transição, tal como óxidos e carbonatos, por exemplo, óxidos de ferro, siderita, e feldspatos plagioclásios. A quantidade de tal mineral (ais) na formação pode ser determinada por difração de raio-X utilizando rocha de formação triturada. Descobriu-se que aumentar os níveis de recuperação de óleo incrementai está correlacionado a aumentar as quantidades do mineral(ais) na formação.

[013] Cátions multivalentes, preferivelmente cátions divalentes e/ou trivalentes, são adsorvidos na superfície dos poros da formação a partir da água sinergética. Sem pretender se ater a qualquer teoria, acredita-se que os cátions multivalentes são quimicamente adsorvidos na superfície dos poros da formação. Acredita-se também que os cátions multivalentes adsorvidos estejam em equilíbrio com os cátions multivalentes contidos na água sinergética.

[014] Exemplos de componentes de óleo cru tendo grupos funcionais aniônicos (componentes aniônicos) incluem hidrocarbonetos tendo grupos funcionais de carboxilato, hidroxil, fosfonato, sulfato ou sulfonato. Especificamente, os componentes aniônicos do óleo cru podem ser naftenatos.

[015] Por componentes aniônicos do óleo cru sendo associados com os cátions multivalentes adsorvidos se quer dizer que os componentes aniônicos podem estar direta ou indiretamente coordenados com os cátions multivalentes adsorvidos. Os componentes aniônicos do óleo cru podem estar diretamente coordenados com os cátions multivalentes adsorvidos por intermédio de ligação iônica (denominada ligação de cátions) ou ligação dativa (denominada ligação de ligante). Alternativamente, os componentes aniônicos do

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7/32 óleo cru podem estar indiretamente coordenados com o cátion multivalente adsorvido por intermédio de uma ou mais moléculas de água de ligação (denominada ligação de água). A coordenação direta e indireta dos componentes aniônicos do óleo cru para cátions multivalentes adsorvidos é ilustrada abaixo com relação a um ácido carboxilico e cátions divalentes adsorvidos (Ca²⁺ e Mg²⁺) :

Ligação de ligante Ligação de água

Ligação de cãaons [016] Exemplos de componentes de óleo cru tendo grupos funcionais catiônicos (componentes catiônicos) incluem sais de amônio quaternário da fórmula RRiR^RoN+X^- onde os grupos R, Ri, R2, e R3 representam grupos de hidrocarboneto e X“ é um ânion, por exemplo, cloreto ou brometo. Geralmente, os componentes catiônicos do óleo cru são diretamente coordenados com os grupos aniônicos que estão presentes na superfície dos poros da formação por intermédio de ligação iônica. Por exemplo, conforme ilustrado abaixo pode haver troca de cátions entre os íons de hidrogênio de grupos hidroxil que estão presentes na superfície de minerais de argila e íons de amônio quaternário da fórmula RR1R2R3N+.

R, ^B‘

0Troca oe cátions [017] Os cátions de deslocamento do fluido aquoso de

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8/32 deslocamento podem ser cátions multivalentes ou cátions monovalentes. Contudo, os cátions monovalentes são menos eficientes no deslocamento dos cátions multivalentes adsorvidos (e seus componentes aniônicos associados do óleo cru) e/ou os componentes catiônicos adsorvidos do óleo cru a partir da superfície dos poros da formação. Consequentemente prefere-se que ao menos alguns cátions de deslocamento multivalentes estejam presentes no fluido aquoso de deslocamento desde que o teor de cátions multivalentes, total, do fluido aquoso de deslocamento seja inferior ao teor total de cátions multivalentes da água sinergética.

[018] A fração do teor total de cátions multivalentes no fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions multivalentes na água sinergética (em seguida fração de cátions multivalentes) é inferior a 1, por exemplo, inferior a 0,9. Geralmente, quanto menor for a fração de cátions multivalentes maior será a quantidade de óleo que é recuperada a partir de uma formação específica. Desse modo, a fração de cátions multivalentes preferivelmente é inferior a 0,8, mais preferivelmente, inferior a 0,6, ainda mais preferivelmente, inferior a 0,5, e especialmente inferior a 0,4 ou inferior a 0,25. A fração de cátions multivalentes pode ser de ao menos 0,001, preferivelmente, de ao menos 0,01, mais preferivelmente, de ao menos 0,05, especificamente, de ao menos 0,1. Faixas preferidas para a fração de cátions multivalentes são de 0,01 a 0,9; 0,05 a 0,8, porém especialmente de 0,05 a 0,6 ou de 0,1 a 0,5. A fração do teor total de cátions divalentes do fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions divalentes da água sinergética (em seguida fração de cátions divalentes) também é inferior a 1. Os valores e faixas preferidos para

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9/32 a fração de cátions multivalentes podem ser aplicados mutatis mutandis à fração de cátions divalentes.

[019] Adequadamente, os cátions de deslocamento monovalentes podem ser selecionados a partir dos cátions de metal do Grupo I, especificamente, Na+. Os cátions multivalentes de deslocamento são preferivelmente cátions divalentes ou cátions trivalentes. Os cátions divalentes que podem ser empregados como cátions de deslocamento incluem cátions de metal do Grupo II, especificamente Ca2+ e Mg2+, porém, também Ba2+ e Sr2+, preferivelmente Ca2+. Cátions trivalentes que podem ser empregados como cátions de deslocamento incluem Cr2 + , Cr3+, A13+, V2+ ou V3+. Os cátions de deslocamento mais eficazes têm uma densidade de carga relativamente elevada em relação aos seus raios hidratados (o raio do cátion e suas moléculas de água estreitamente ligadas). Consequentemente, Ca2+ é mais eficaz como um cátion de deslocamento do que Mg2+. Misturas de cátions de deslocamento podem ser empregadas no fluido de deslocamento.

[020] O teor de sódio do fluido aquoso de deslocamento é normalmente de 20 a 4.000 ppm, preferivelmente, de 150 a 2.500 ppm, por exemplo, de 200 a 1.000 ppm. A fração do teor de sódio para metade do teor de cátion multivalente no fluido aquoso de deslocamento normalmente é superior a 1, preferivelmente, 1,05 a 50, mais preferivelmente 5 a 40, especificamente, 5 a 20 ou 20 a 40, os valores superiores normalmente sendo associados aos níveis superiores de TDS do fluido aquoso de deslocamento.

[021] O fluido aquoso de deslocamento normalmente tem um teor de cálcio de ao menos 1, preferivelmente de ao menos 5 ppm, por exemplo, de ao menos 10 ppm. Tipicamente, o teor de cálcio está na faixa de 1 a 100 ppm, preferivelmente 5 a 50 ppm. O teor de magnésio do fluido aquoso de deslocamento

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10/32 pode ser de ao menos 1 ppm, preferivelmente de ao menos 5 ppm, mais preferivelmente de ao menos 10 ppm. Tipicamente, o teor de magnésio está na faixa de 5 a 100, preferivelmente de 5 a 30 ppm. O teor de bário do fluido aquoso de deslocamento pode estar na faixa de 0,1 a 20, tal como 1 a 10 ppm. A proporção em peso de cálcio para magnésio normalmente é de 10:1 a 1:10 especialmente 10:1 a 1:1 tal como 10:1 a 4:1, ou 5:1 a 1:6 tal como 1:1 a 1:6. Desse modo, o teor de cálcio pode ser superior ao teor de magnésio. Preferivelmente, o teor de cátion trivalente do fluido aquoso de deslocamento é de ao menos 1, preferivelmente, de ao menos 10, por exemplo, ao menos 20. Preferivelmente, o teor de cátions multivalentes do fluido aquoso de deslocamento é de ao menos 10, por exemplo, de ao menos 20 ppm, com a condição de que a fração de cátions multivalentes seja inferior a 1. Tipicamente, o teor total de cátion multivalente no fluido aquoso de deslocamento é de 1 a 200 ppm, preferivelmente de 3 a 100, especialmente de 5 a 50 ppm com a condição de que a fração de cátion multivalente seja inferior a 1.

[022] O teor TDS do fluido aquoso de deslocamento é de pelo menos 200 ppm, preferivelmente de menos do que 500 ppm. O teor TDS pode ser de até 10.000 ppm, preferivelmente até 8.000 ppm, mais preferivelmente até 7.000 ppm. Especificamente, o TDS pode estar na faixa de 500 a 10.000 ppm, preferivelmente, de 1.000 a 8.000 ppm, por exemplo, 1.000 a 5.000 ppm.

[023] Preferivelmente, a fração do conteúdo de cátion multivalente do fluido aquoso de deslocamento para o teor total de sólidos dissolvidos (TDS) do fluido aquoso de deslocamento é inferior a 1 x 10-2, tal como 0.01-0.9x10-2, preferivelmente 0.1-0.8x10-2. Essas frações podem ser aplicadas mutatis mutandis à fração do teor de cátion

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11/32 divalente do fluido aquoso de deslocamento para o teor total de sólidos dissolvidos (TDS) do fluido aquoso de deslocamento.

[024] A invenção pode ser aplicada para recuperação otimizada de óleo a partir de uma formação onde a água sinergética tem uma ampla faixa de níveis de TDS, tal como de ao menos 500 ppm, normalmente de 500 a 200.000 ppm tal como 2.000 a 50.000 ppm, especificamente 2.000 a 5.000 ppm ou 10.000 a 50.000 ppm especialmente 20.000 a 45.000 ppm. A água sinergética é a água associada com o óleo na formação e está em equilíbrio com o mesmo, especialmente em relação a seu teor de cátion multivalentes, especificamente seu teor de cátion divalente (por exemplo, cálcio). O teor de cálcio da água sinergética normalmente é de pelo menos 150 ppm, tal como 200 a 30.000 ppm, 200 a 6.000 ppm e especialmente 200 a 1.000 ppm. O teor de magnésio da água sinergética normalmente é de ao menos 150 ppm, tal como 200 a 30.000 ppm, 200 a 6.000 ppm, e especialmente 200 a 1.000 ppm. O teor total de cátion divalente da água sinergética normalmente é de ao menos 180 ppm, tal como 250 a 15.000 ppm, preferivelmente 350 a 3.000 ppm, especialmente de 400 a 2.000 ppm ou de 1.000 a 2.000 ppm. A relação em peso de cálcio para magnésio na água sinergética normalmente é de 10:1 a 1:10, especialmente de 10:1 a 1:1 tal como 10:1 a 4:1 ou 5:1 a 1:6, tal como 1:1 a 1:6. Geralmente, a água sinergética contém baixos níveis de cátions trivalentes, normalmente menos do que 5 ppm.

[025] O fluido aquoso de deslocamento pode ser passado continuamente para dentro da formação. Contudo, é preferido que o fluido aquoso de deslocamento seja passado em uma ou mais porções de volume de poro controlado, PV, (em seguida referido como pedaços). O termo volume de poros é aqui

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12/32 usado significando o volume de arrasto entre um poço de injeção e um poço de produção que pode ser facilmente determinado pelos métodos conhecidos daqueles versados na técnica. Tais métodos incluem estudos de modelagem. Contudo, o volume de poros também pode ser determinado mediante passagem de uma água de elevada salinidade tendo um traçador contido no mesmo através da formação a partir do poço de injeção até o poço de produção. 0 volume arrastado é o volume arrastado pelo volume de deslocamento com a média calculada através de todos os percursos de fluxo entre o poço de injeção e o poço de produção. Isso pode ser determinado com referência ao primeiro momento temporal da distribuição de traçador na água de elevada salinidade, produzida, como seria bem conhecido daqueles versados na técnica.

[026] Descobriu-se que o volume da porção de fluido aquoso de deslocamento pode ser surpreendentemente pequeno ainda assim a porção é capaz de liberar substancialmente todo o óleo que pode ser deslocado a partir da superfície dos poros da formação sob condições de reservatório. Geralmente, o volume de poro (PV) da porção de fluido aquoso de deslocamento é de ao menos 0,2 PV, uma vez que uma porção do volume de poro inferior tende a se dissipar na formação e pode não resultar em produção de óleo incrementai considerável. Descobriu-se também que onde o volume de poro do fluido aquoso de deslocamento é de ao menos 0,3, preferivelmente, ao menos 0,4, a porção tende a manter sua integridade dentro da formação (não se dispersa dentro da formação) e, portanto, continua a arrastar o óleo deslocado em direção ao poço de produção. Desse modo, a recuperação de óleo incrementai para uma formação específica se aproxima de um valor máximo com uma porção de ao menos 0,3 PV, preferivelmente de ao menos 0,4 PV, com pouca recuperação de

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13/32 óleo incrementai adicional com porções de volume de poro superiores. Embora seja possível continuar a injetar o fluido aquoso de deslocamento dentro de uma formação, tipicamente, o volume de poro da porção de fluido aquoso de deslocamento é minimizado uma vez que pode haver capacidade de injeção limitada para o fluido aquoso de deslocamento devido à necessidade de descarte da água produzida. Desse modo, o volume de poro do fluido aquoso de deslocamento é preferivelmente inferior a 1, mais preferivelmente menos do que 0,9 PV, mais preferivelmente, menos do que 0,7 PV, especificamente, menos do que 0,6 PV, por exemplo, menos do que 0,5 PV. Tipicamente, a porção de fluido aquoso de deslocamento tem um volume de poro na faixa de 0,2 a 0,9, preferivelmente de 0,3 a 0,6, e especialmente de 0,3 a 0,45.

[027] Após a injeção de um volume de poro de fluido aquoso de deslocamento que obtém a recuperação de óleo incrementai máxima (preferivelmente, uma porção de fluido aquoso de deslocamento tendo um volume de poro inferior a 1), uma água de empuxo (ou pós-esguicho) de teor de cátions multivalentes superior e/ou TDS superior, normalmente ambos, pode ser injetado na formação. Onde a porção de fluido aquoso de deslocamento tem um volume de poro inferior a 1, a água de pós-esguicho garantirá que a porção do fluido aquoso de deslocamento (e, portanto, o óleo liberado) seja arrastada através da formação para o poço de produção. Além disso, a injeção da água de pós-esguicho pode ser exigida para manter a pressão no reservatório. Tipicamente, a água de pósesguicho tem um PV superior do que a porção de fluido aquoso de deslocamento. Preferivelmente, a água de pós- esguicho não tem um pH superior ao do fluido aquoso de deslocamento, injetado, e não tem álcali adicionado ao mesmo tal como hidróxido de sódio, carbonato de sódio, silicato de sódio ou

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14/32 fosfato de sódio.

[028] Muitas fontes de água para o fluido aquoso de deslocamento podem ser potencialmente usadas incluindo água doce, água do mar, água salobra, água de camada aquífera, água sinergética ou água produzida. Água doce pode ser obtida a partir de um rio ou lago e tipicamente tem um teor TDS inferior a 1.500 ppm. Água salobra pode ser obtida a partir de fontes de rio invadido pela maré ou estuário, e tipicamente tem um teor TDS de 5.000 a 25.000 ppm. Além disso, água salobra pode ser obtida a partir de uma camada aquífera o qual pode estar em um extrato separado de um extrato associado ao óleo cru. Contudo, nem toda água de camada aquífera é água salobra. Desse modo, o teor TDS para água de camada aquífera pode estar na faixa de 1.000 a 300.000 ppm. Onde água sinergética ou água de produção (água que é separada do óleo que é produzido a partir de um poço de produção) é usada como a fonte da água para o fluido aquoso de deslocamento, a água sinergética ou a água produzida pode ter um teor TDS na faixa de 2.000 a 300.000 ppm. O uso de água sinergética ou água produzida como uma fonte da água para o fluido aquoso de deslocamento é vantajoso onde houver restrições sobre o descarte de água sinergética ou água produzida. A água do mar pode ser considerada a fonte da água para o fluido aquoso de deslocamento, seja em mares interiores de 15.000 a 40.000 ppm tal como o mar Cáspio ou mares oceânicos, por exemplo, de 30.000 a 45.000 ppm. Se desejado misturas de águas podem ser usadas como a fonte da água para o fluido aquoso de deslocamento, por exemplo, uma água de camada aquífera de baixo TDS misturado com uma água de salinidade superior tal como água produzida ou água do mar. O uso de águas misturadas é particularmente importante quando um novo poço de produção

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15/32 está sendo iniciado, uma vez que inicialmente pode não haver água produzida ou água produzida insuficiente para ser usada como a fonte de água para o fluido aquoso de deslocamento.

[029] Onde o teor TDS da fonte de água e seu teor de cátions multivalentes já estão nos valores desejados para o fluido aquoso de deslocamento obter recuperação incrementai de óleo a partir de uma formação com água sinergética específica, a água de fonte pode ser usada como fluido aquoso de deslocamento sem tratamento para reduzir seu teor de cátions multivalentes. Exemplos de água que podem ser usadas como o fluido aquoso de deslocamento, sem tratamento, incluem água doce e águas de camadas aquíferas de baixa salinidade. Se desejado, embora o nível de cátion multivalente possa não ser mudado, o conteúdo de ânions multivalentes, por exemplo, conteúdo de ânions divalentes tais como sulfato ou carbonato ou ânions trivalentes tais como fosfato, pode ser reduzido, por exemplo, através de precipitação com cátions divalentes tais como cálcio, ou mediante troca de ânions (por exemplo, utilizando uma resina de troca de ânions) ou mediante nanofiltração utilizando uma membrana seletiva de ânions. Se necessário, os cátions multivalentes (especificamente, cátions divalentes e cátions trivalentes) podem ser adicionados à água doce ou água de camada aquífera para obter o teor de cátions multivalentes, desejados.

[030] Onde o teor de TDS da água de fonte já está no valor desejado para o fluido aquoso de deslocamento, porém o nível de cátions multivalentes é superior ao desejado para recuperação incrementai de óleo a partir de uma formação com água singinética específica, a água de fonte é tratada para reduzir seu nível de cátions multivalentes. Exemplos de tais águas de fonte incluem certas águas produzidas de baixa salinidade e certas águas de camada aquífera de baixa

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16/32 salinidade. 0 tratamento pode ser mediante precipitação, por exemplo, mediante adição de hidróxido de sódio, carbonato de sódio, bicarbonato de sódio, fosfato de sódio ou silicato de sódio e separação de um precipitado compreendendo o cátion multivalente (por exemplo, mediante filtração ou centrifugação) desse modo produzindo uma água tratada de nível inferior de cátions multivalentes para uso como o fluido aquoso de deslocamento. 0 tratamento da água de fonte pode ser mediante nanofiltração, por exemplo, com uma membrana seletiva de cátions multivalentes tal como as membranas Dow Filmtec da série NF (especificamente, as membranas NF40, NF40HF, NF50, NF70, NF90 e NF270), membranas Hydranautics da série ESNA1, membrana Desal-5 (Desalination Systems, Escondido, Califórnia), membrana SU 600 (Toray, Japão) , ou membranas NRT 7450 e NTR 7250 (Nitto Electric, Japão). A remoção seletiva de cátions multivalentes a partir da água de baixo teor de TDS (teor TDS de água salobra ou inferior) utilizando tais membranas é discutida em US 5.858.420 e na Separation and Purification Technology, 37 (2004), Removal of sulfates and other inorganics from potable water by nanofiltration membranes of characterized porosity, de K. Kosutic, I Novak, L Sipos e B Kunst. Alternativamente, a água de fonte pode ser tratada mediante passagem através de um leito de resinas de troca de cátions, por exemplo, uma resina de troca de cátions de hidrogênio ou sódio. Esses métodos de tratamento (exceto troca de cátions com uma resina de troca de cátions de hidrogênio) têm a vantagem de não aumentar substancialmente o pH do fluido aquoso de deslocamento em comparação com a água não tratada. Se exigido, a água tratada também pode ter seu teor de ânions multivalentes reduzidos conforme descrito acima.

[031] Onde a água de fonte tem um TDS superior ao

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17/32 desejado para o fluido aquoso de deslocamento e onde o nível de cátions multivalentes também é superior ao desejado para recuperação incrementai de óleo a partir de uma formação com uma água sinergética específica, a água de fonte é tratada para diminuir não apenas seu teor de TDS como o seu teor de cátions multivalentes para valores desejados. Tipicamente, a água de fonte é tratada para diminuir não só o seu teor de TDS como também o seu teor de cátions multivalentes até valores desejados, por exemplo, utilizando osmose reversa, osmose direta ou combinação das mesmas. Águas de fonte que são tratadas dessa maneira incluem água do mar, águas salobras de salinidade superior, águas produzidas de elevada salinidade e águas de camadas aquíferas de elevada salinidade. A membrana que é empregada na osmose reversa ou na osmose direta, pode excluir substancialmente todos os sólidos dissolvidos na água de fonte a partir da passagem para dentro da água tratada (permeação). Membranas adequadas que excluem substancialmente todos os sólidos dissolvidos são bem conhecidas daqueles versados na técnica. Consequentemente, a água tratada pode ter um TDS tão baixo quanto 200 ppm, e um teor de cátions divalentes tão baixo quanto 1 a 2 ppm. Tipicamente, a água tratada não conterá quaisquer cátions trivalentes. Se desejado, os cátions multivalentes (cátions divalentes e/ou cátions trivalentes) podem ser adicionados à água tratada com a condição de que o teor total de cátions multivalentes da água tratada seja inferior ao teor total de cátions multivalentes da água sinergética. Além disso, se desejado, sais de cátions monovalentes podem ser adicionados à água tratada para aumentar o seu teor de TDS com a condição de que o teor de TDS não exceda 10.000 ppm. Alternativamente, a água de fonte pode ser tratada utilizando uma membrana de osmose reversa

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18/32 solta, conforme descrito no Pedido de Patente Internacional WO 2006/002192 desse modo formando diretamente um fluido aquoso de deslocamento do teor de TDS desejado e do teor desejado de cátions multivalentes.

[032] O fluido aquoso de deslocamento também pode conter viscosificadores poliméricos solúveis em água, tais como gomas naturais, poliacrilamidas e ácidos poliacrílicos. Para evitar dúvida, esses viscosificadores não são considerados como contribuindo para o teor de TDS total do fluido aquoso de deslocamento.

[033] Considera-se que um agente tensoativo pode ser adicionado ao fluido aquoso de deslocamento, em sulfonatos específicos tais como alqueno benzeno sulfonatos, seja como tal ou em uma solução micelar com hidrocarbonetos emulsifiçados.

[034] Preferivelmente não há álcali adicionado, tal como hidróxido de sódio, carbonato de sódio, bicarbonato de sódio, silicato de sódio ou fosfato de sódio no fluido aquoso de deslocamento. Onde qualquer dos tais materiais alcalinos tiver sido adicionado para reduzir o teor de cátions multivalentes de uma água de fonte de elevado teor de cátions multivalentes, o pH do fluido aquoso de deslocamento deve ser menos do que 0,5 superior, preferivelmente, menos do que 0,2 superior àquele da água de fonte.

[035] O fluido aquoso de deslocamento contata a rocha de formação, associada com a qual está o óleo, o qual pode ter uma densidade de 0,9659-0,7389 g/ml, preferivelmente 0,87620,8017 g/ml, tal como 0,934-0,8762 g/ml (uma gravidade do American Petroleum Institute (API) de ao menos 15-60° preferivelmente de ao menos 30-45°, tal como 20-30°) .

[036] No método da invenção, o fluido aquoso de deslocamento é preferivelmente injetado sob pressão, por

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19/32 exemplo, de 10.000 a 100.000 kPa (100 a 1.000 bar) em ao menos um poço de injeção que é separado de um poço de produção, e passa diretamente para a formação contendo óleo a partir do poço de injeção. A passagem do fluido aquoso de deslocamento força a água sinergética e o óleo deslocado á frente da mesma, e em direção ao poço de produção a partir do qual o óleo é recuperado, inicialmente com água sinergética e, após injeção prolongada do fluido aquoso de deslocamento, com uma mistura de água sinergética e fluido aquoso de deslocamento e eventualmente possivelmente apenas com fluido aquoso de deslocamento.

[037] O método da invenção é normalmente usado com poços de produção tendo pressão insuficiente na formação para produzir quantidades significativas de óleo (após recuperação primária). Esses poços de produção podem estar em recuperação secundária (a qual vem após a recuperação primária) ou recuperação terciária (a qual vem após a recuperação secundária). O método da invenção dessa forma é de valor específico com poços de produção desenvolvidos.

[038] Aqueles versados na técnica entenderão que na recuperação secundária, um fluido é injetado na formação a partir de um poço de injeção para manter a pressão na formação e arrastar o óleo em direção a um poço de produção. Uma vantagem de injetar o fluido aquoso de deslocamento na formação durante a recuperação secundária, é que o fluido aquoso de deslocamento ou foi formulado ou selecionado de modo a liberar óleo adicional a partir da superfície dos poros da formação (em comparação com a injeção de água tendo um teor superior de TDS e/ou teor superior de cátions multivalentes). Consequentemente pode haver um período mais longo de recuperação de óleo seco a partir do poço de produção desse modo retardando a abertura de caminho pela

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20/32 água. Além disso, mesmo após a abertura de caminho pela água, haverá recuperação otimizada do óleo em comparação com o uso de uma água com teor superior de TDS e/ou teor superior de cátions multivalentes.

[039] Aqueles versados na técnica entenderão que na recuperação terciária, a injeção do fluido original é interrompida e um fluido diferente é injetado na formação para recuperação otimizada de óleo. Desse modo, o fluido que é injetado na formação durante a recuperação terciária é o fluido aquoso de deslocamento de teor de TDS selecionado e de teor de cátions multivalentes, selecionado, e o fluido que anteriormente foi injetado na formação durante a recuperação secundária pode ser uma água tendo um teor superior de TDS e/ou teor superior de cátions multivalentes do que o fluido aquoso de deslocamento (por exemplo, água do mar e/ou uma água produzida). Assim, uma vantagem de injetar

o fluido	aquoso de	deslocamento durante	recuperação
terciária	é que isso	resulta em recuperação	otimizada de
óleo.
[040]	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 muitas relações espaciais diferentes entre o, ou cada, poço de injeção e o, ou cada, poço de produção. Poços de injeção podem estar localizados em torno de um poço de produção. Alternativamente, os poços de injeção podem estar em duas ou mais fileiras entre cada uma das quais estão localizados os poços de produção. Essas configurações são denominadas inundação padrão, e aqueles versados na técnica saberão como operar os poços de injeção para obter recuperação máxima de óleo durante tratamento de inundação com água (recuperação secundária ou terciária).

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21/32 [041] Em uma modalidade preferida adicional da presente invenção é provido um método para aumentar a recuperação de óleo cru a partir de um reservatório compreendendo ao menos uma formação subterrânea porosa e permeável em que (a) a formação compreende uma rocha de arenito e ao menos um mineral que tem um potencial zeta negativo sob as condições de reservatório, (b) óleo cru e água sinergética estão presentes dentro dos poros da formação, e (c) um fluido aquoso de deslocamento é injetado na formação para deslocar o óleo cru a partir da superfície dos poros da formação, em que o fluido aquoso de deslocamento é selecionado mediante:

(a) determinação do teor de cátions multivalentes da água sinergética; e (b) seleção como fluido aquoso de deslocamento de uma água de fonte tendo um teor total de sólidos dissolvidos na faixa de 200 a 10.000 ppm e tendo um teor total de cátions multivalentes de tal modo que a fração do teor total de cátions multivalentes do fluido aquoso de deslocamento em relação ao teor total de cátions multivalentes da água sinergética é inferior a 1.

[042] Uma amostra de água sinergética pode ser obtida mediante retirada de um núcleo a partir da formação e determinando o teor de cátions multivalentes da água contida dentro do núcleo. Alternativamente, onde ocorreu abertura de passagem pela água, mas o reservatório permanece em recuperação primária, o teor de cátions multivalentes da água que é separada do óleo pode ser determinado.

[043] Onde nenhuma fonte de água adequada está disponível para uso como fluido aquoso de deslocamento, o teor de TDS e/ou o teor total de cátions multivalentes da água de fonte pode ser manipulado (conforme descrito acima)

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22/32 para proporcionar um fluido aquoso de deslocamento do teor de TDS desejado e do teor desejado total de cátions multivalentes.

[044] A presente invenção será agora ilustrada com relação às Figuras 1 e 2 e aos Exemplos a seguir.

Exemplos [045] A invenção é ilustrada nos Exemplos a seguir, nos quais fluidos aquosos de deslocamento de composição variada são passados para dentro de formações contendo óleo de teor variado de argila e o teor de óleo residual da formação quando saturada com fluidos (em seguida Sor) é medido através de um Teste de Traçador Químico de Poço Único (SWCTT) .

[046] Esse teste tem sido amplamente utilizado para testar os processos de recuperação de óleo. Ele envolve injetar a partir de um poço de produção em uma formação contendo óleo um pequeno volume do fluido aquoso de deslocamento sob teste o qual é rotulado com dois traçadores químicos, seguido pela injeção do fluido sem os traçadores e então fechando o poço, seguido pela ação de forçar o fluido de deslocamento aquoso de volta para o poço de produção sob pressão de formação; o líquido retornado ao poço de produção é então analisado em termos de traçadores ou de produtos de hidrólise do mesmo. Um dos traçadores normalmente é um álcool, por exemplo, isopropanol e/ou n-propanol o qual não particiona entre as fases de óleo e água na formação. O outro traçador, normalmente um éster tal como acetato de etila (em seguida éster de particionamento), é hidrolisado durante o fechamento para formar um álcool o qual não particiona entre as fases de óleo e de água. O éster de particionamento retorna ao poço de produção em uma taxa mais lenta do que o álcool de não particionamento. Quanto mais lenta a faixa e, portanto, maior a separação entre o retorno do éster e álcool

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23/32 ao poço de produção, corresponde a um teor de óleo decrescente da formação e, portanto, do teor de óleo residual (Sor). Essa técnica é descrita em detalhe em P. L. McGuire, J. R. Chatham, F. K. Paskvan, D. M. Sommer, F. H. Carini: Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope Society of Petroleum Engineers, Vol. 2, N° 93903, páginas 422-436.

[047] Conforme discutido acima, os testes foram realizados em um número de poços. No caso de cada poço o teste foi realizado primeiramente com água sinergética para medir o nível de Sor para água sinergética. O teste foi então repetido com o fluido aquoso de deslocamento de fração variada de cátions divalentes para medir o nível de Sor para aquele meio.

[048] Nas Tabelas 1 e 2 são fornecidos detalhes dos óleos em um número de poços, das análises dos fluidos aquosos de deslocamento e água sinergética, do teor de argila de nãodilatação da formação e dos teores de óleos residuais de saturação (S_or) .

O poço A tinha um óleo API 24°, a partir de uma formação contendo 2,2% de caulinita e 10-20% de glauconita.

O poço B tinha um óleo API 24°, a partir de uma formação contendo 7,4% de caulinita.

O poço C tinha um óleo API 27° a partir de uma formação contendo caulinita.

O poço D tinha um óleo API 25° a partir de uma formação contendo caulinita.

O poço E tinha um óleo API 17° a partir de uma formação contendo aproximadamente 3% de caulinita.

Tabela 1

Exemppm de Meio de ppm de Água

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plo	Inj eção	Sinergética
	Ca	Mr	Divs	Na	TDS	Ca	Mg	Divs	Na	TDS	Fração Divalente
Poço	A
A	247	156	431		2342 3	96	32	161	9195	27927	2.7
1	120	21	141	957	3000	96	32	161	9195	27927	0.87
Poço	B
B	194	360	561		2800 0	320	48	398	11850	31705	1.4.
2	17	55	73		1500	320	48	398	11850	31705	0.18
3	30	6	36		180	320	48	398	11850	31705	0.09
4	1.5	0	1.5		10	320	48	398	11850	31705	0.003
Poço	C
D	247	156	431		23423	159	25	199	7860	21562	2.2
5	120	21	141		3000	159	25	199	7860	21562	0.71
Poço	D
E	247	156	431		28000	159	25	! 99	7860	21562	2.2
F	204	88	296		21434	159	25	199	7860	21562	1.5
G	159	42	205		7172	159	25	199	7860	21562	1.03
6	77	11	96		2192	159	25	599	7860	21562	0.48
Poço	E
H	204	88	296		21434	53	14	93	9028	21947	3.2
I	261	63	345	1896	5786	53	14	93	9028	21947	3.7
7	42	1	43	2380	6129	53	14	93	9028	21947	0.46

• Divs = Cátions divalentes

Tabela 2

Nível de óleo saturado residual %

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Example	Fração Divalente	Água sinergética	Meio de Inj eção	Diferença
Poço A
A	2.7	21	21	0
1	0.87	21	13	8
Poço B
3	1.4	43	43	0
2	0.18	43	34	9
3	0.09	41	30	11
4	0.003	42	27	15
Poço C
D	2.2	19	19	0
5	0.71	19	15	4
Poço D
E	2.2	2 !	21	0
F	1.5	21	21	0
G	1.03	21	21	0
6	0.48	21	17	4
Poço E
H		34	34	0
I	3.7	34	34	0
7	0.46	34	20	14

[049] Esses resultados são mostrados graficamente nas Figuras 1 e 2.

Exemplo 8 [050] Os testes de SWCTT dos Exemplos 1-7 foram repetidos com um número de diferentes porções dimensionadas do fluido aquoso de deslocamento (água de injeção) de análise de Ca de 1,47 ppm/Mg 0 ppm/TDS Divalente de 10 ppm. A água sinergética continha Ca, 320 ppm/Mg 48 ppm/Divalentes 398 ppm/TDS 31705

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26/32 ppm fornecendo a fração divalente de 0,003. O óleo tinha uma gravidade API de 23°. A formação continha 13,8% de caulinita.

[051] A água produzida, a qual era a água sinergética no teste, foi passada para a primeira formação, proporcionando um Sor de 0,42. Uma porção de 0,2 PV da água de injeção foi então passada fornecendo um S_or de 0,42 seguido por uma porção de repetição da água produzida. A porção de 0,4 PV da água de injeção foi então passada fornecendo um S_or de 0,27, seguido outra vez por uma porção da água produzida. O S_orestava em 0,27 após uma porção de 0,7 PV da água de injeção ser passada outra vez seguida pela água produzida. O volume de poro, PV, foi determinado a partir de estudos de modelagem.

Exemplo 9 [052] Os testes de SWCTT do Exemplo 8 foram repetidos com um número de porções de diferentes tamanhos do fluido aquoso de deslocamento (água de injeção) de análise de Ca, 30 ppm/Mg 6 ppm/TDS Divalente 37 ppm. A água sinergética era a mesma como no Exemplo 8 proporcionando a fração divalente de 0, 009. O óleo tinha uma gravidade de 0,0159 g/ml (uma gravidade API de 23°). A formação continha 12,2% de caulinita.

[053] A água produzida, a qual era a água sinergética no teste, foi passada para a formação em primeiro lugar, fornecendo um Sor de 0,41. Uma porção de 0,2 PV da água de injeção foi então passada fornecendo um S_or de 0,37, seguido por uma porção de repetição da água produzida. Uma porção de 0,3 PV da água de injeção foi então passada fornecendo um Sor de 0,30, seguido outra vez por uma porção da água produzida. O volume de poro, PV, foi determinado mediante estudos de modelagem.

Exemplo 10

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27/32 [054] Os estudos a seguir utilizaram uma instalação de inundação de núcleo o qual opera em condições de reservatório, de até 150°C e 6.89 x 10⁷ Pa (10.000 psi) . O equipamento da instalação de inundação de núcleo tem um monitor de saturação in-situ (descrito abaixo) e utiliza os fluidos ativos (fluidos de reservatório que são equilibrados com gás de reservatório) não somente para envelhecimento como também para fluxo de fluido. A produção volumétrica é medida nas condições de reservatório utilizando um separador em linha. Saturações durante e no fim da inundação são medidas por intermédio da medição de medição da quantidade de espaço de poro ocupado pela salmoura radioativamente dopada. O monitor de saturação in-situ não apenas determina a saturação, mas também provê uma análise quantitativa da integridade da porção, devido à diferença em seção transversal de captura entre as salmouras radioativamente dopadas de elevada salinidade e as salmouras de baixa salinidade.

Preparação de Núcleo [055] Amostras de tampão de núcleo, nominalmente 7,62 cm de comprimento por 3,81 cm de diâmetro foram usadas para esse estudo. As amostras primeiramente foram restauradas isto é, as amostras foram limpas utilizando solventes miscíveis de tal modo que elas estavam tão próximas de estar em uma condição úmida com água quanto possível. Após limpeza, as amostras foram colocadas em suportes de núcleo hidrostáticos e foram saturadas com uma água de formação simulada (salmoura) mediante fluxo da água através dos tampões de núcleo sob uma contrapressão. Após uma vazão de aproximadamente 10 volumes de poro de salmoura, as amostras foram removidas dos suportes de núcleo hidrostático e a saturação inicial da água foi estabelecida em cada amostra

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28/32 utilizando-se o procedimento descrito abaixo.

Aquisição de Saturação Inicial da Água [056] Era essencial que a amostra de tampão de núcleo tivesse um valor de saturação inicial de água (Swi) representativo o qual foi combinado com a saturação de água na altura acima do contato de água/óleo no reservatório. A saturação inicial de água para cada amostra foi conseguida mediante dessaturação de chapa porosa, utilizando o gás fortemente de não-umedecimento, nitrogênio. Quando as saturações iniciais da água foram adquiridas, as amostras foram carregadas nos suportes de núcleo hidrostáticos e saturadas mediante fluxo de óleo refinado através das amostras sob contrapressão.

[057] Monitoração de saturação in-situ foi usada para prover dados de saturação distribuídos para auxiliar na interpretação dos resultados experimentais. Essa técnica se baseou na atenuação linear de raios-γ utilizando uma fonte de raio-γ e detector. Cada par de fonte/detector visualizou uma fatia de núcleo tendo uma largura de 4 mm. Existe uma relação linear entre o registro de contagens (fluxo transmitido de raios-γ) e saturação de água. Portanto, mediante emprego de procedimentos cuidadosos de calibração para cada conjunto de fonte/detector, a saturação de fluido podería ser calculada durante deslocamentos de salmoura de elevada salinidade/óleo e no fim de cada porção de baixa salinidade. Alguns desses conjuntos foram montados ao longo das amostras de tampão de núcleo de modo que a saturação de água foi monitorada em posições fixas versus tempo/vazão durante as inundações de água.

[058] Dois conjuntos de dados de calibração foram coletados para cada par de fonte/detector no fim de cada inundação de água. Calibrações de saturação de salmoura de

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29/32 elevada salinidade a 100% foram gravadas no fim do estágio de limpeza. Calibrações de saturação de óleo a 100% foram medidas com o núcleo 100% saturado com óleo cru ativo no fim dos testes.

[059] Nesses experimentos foi necessário substituir os íons de cloreto nas salmouras de injeção de água do mar de elevada salinidade com íons de iodeto de modo que o contraste entre as fases aquosas e oléicas foi aumentado durante a monitoração de saturação in-situ. Isso reduziu a relação de ruído/sinal, e aperfeiçoou a exatidão das saturações calculadas in-situ. A molaridade da salmoura dopada foi mantida idêntica como a da salmoura não-dopada para garantir que não ocorressem interações adversas de rocha/fluido.

Processo de Envelhecimento [060] As amostras foram carregadas em suportes de núcleo em condição de reservatório e lentamente aumentadas em pressão e temperatura para as condições de reservatório. A temperatura de reservatório era de 130°C.

[061] O óleo refinado foi deslocado de forma miscível em condições de reservatório pelo óleo cru ativo para relação constante de gás/óleo, por intermédio de uma porção de tolueno. Desse modo, uma porção de tolueno é injetada na amostra antes de se injetar o óleo cru. O tolueno é miscível tanto com o óleo refinado como com o óleo cru e, portanto, permite que o óleo refinado seja prontamente deslocado pelo óleo cru. Quando a pressão diferencial estava estável, a viscosidade do óleo cru ativo e a permeabilidade efetiva para o óleo cru ativo foi medida. A amostra foi então envelhecida em óleo cru ativo por três semanas. Por óleo cru ativo se quer dizer óleo cru morto (desgaseifiçado) que foi recombinado com seu gás associado. Durante o período de envelhecimento o óleo cru ativo foi substituído em intervalos

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30/32 de poucos dias. Um mínimo de um volume de poro de óleo cru ativo foi injetado e uma quantidade suficiente foi usada para se obter uma queda constante de pressão através da amostra e uma relação constante de gás/óleo.

Procedimentos de Inundação de Água para Saturação de Óleo Restante de Elevada Salinidade [062] Inundações de água de estado não-constante foram realizadas nas amostras em condições de reservatório utilizando monitoração de saturação in-situ. As saturações in-situ foram usadas para prover dados nas distribuições de óleo que se desenvolveram durante o curso da inundação de água.

[063] Inundações de água de baixa taxa utilizando uma salmoura (água do mar) foram realizadas em amostras restauradas em uma taxa de avanço de reservatório típica de 0,3048 metros por dia, tipicamente correspondendo a 4 cm3/hora no laboratório. Durante a injeção da salmoura, a produção de óleo e a queda de pressão foram continuamente monitoradas. A produção de óleo foi gravada em condições de reservatório em um separador ultrassônico. Esse tinha a vantagem de diretamente medir a produção de óleo em condições de reservatório. A inundação de água de elevada salinidade continuou para uma vazão de aproximadamente 15 PV.

[064] A salmoura foi pré-equilibrada para a pressão de pó de reservatório utilizando gás de separação (isto é, gás que foi separado do óleo cru em uma instalação de produção). Isso garantiu que não houvesse transferência de gás a partir da fase de óleo para a fase de água que podería resultar em encolhimento do óleo na amostra de tampão durante testes de condição de reservatório.

Injeção de Porção de Água de Baixa Salinidade [065] A saturação de óleo restante após a inundação de

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31/32 água de elevada salinidade foi medida. Porções de água de injeção de baixa salinidade de 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,75 e 1 PV, foram injetados, seqüencialmente. A composição de salmoura de baixa salinidade é fornecida na Tabela 3 em conjunto com a composição da água sinergética e a composição da salmoura de elevada salinidade (água do mar) . Todas as salmouras de baixa salinidade foram pré-equilibradas com gás de separação, conforme descrito anteriormente.

Tabela 3 - Composição da salmoura de baixa salinidade

Sal	SrCl₂ 6H₂O (mg/1 )	NaHCO₃ (mg/1)	Na₂SO₄ (mg/1)	CaCl₂ 6H₂O (mg/1)	MgCl₂ 6H₂O (mg/1)	KC1 (mg/1)	NaCl (mg/1)	NaI (mg/1)
Água do Mar	0	191	3, 917	2,186	10,640	725	3, 983	50,000
Água Sinergétic a	1,37 2	228	0	30,610	5,027	932	54,720	50,000
Água de Injeção de Baixa Salinidad e		4.17	85.4	47.6	232	15.8	511.8	0

[066] Os dados de saturação in-situ foram usados para determinar a estabilidade da porção de água de injeção de baixa salinidade e o volume de óleo produzido utilizando cada tamanho de porção.

Resultados e Discussão [067] Descobriu-se que uma porção de volume de 0,3 poro da água de injeção de baixa salinidade passa a partir da entrada para a saída do suporte de núcleo em condições de

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32/32 reservatório sem dispersão (através de uma amostra de tampão de 7,5 cm). A porção de 0,1 PV se dispersa no momento em que a áqua de baixa salinidade tiver atingindo 10% na amostra de tampão de núcleo. Uma porção de 0,2 PV atinge aproximadamente 30% na amostra de tampão de núcleo antes de se dispersar.

[068] Os volumes acumulativos de óleo que são produzidos quando injetando as porções de água de baixa salinidade são apresentados na Tabela 4. A porção de 0,1 PV não produz qualquer óleo incrementai. Isso é conforme esperado uma vez que a porção na varre qualquer da amostra de tampão de núcleo. A porção de 0,2 PV produz uma pequena quantidade de óleo adicional. Esse óleo adicional é atribuído à mobilização de óleo na porção da amostra de núcleo próximo à entrada do suporte de núcleo. A porção de 0,3 PV produz uma quantidade do óleo incrementai, e a porção de 0,4 PV produz aproximadamente 95% da produção total de óleo incrementai.

Tabela 4 - Produção Acumulativa de Óleo com Água Injetada de

Baixa Salinidade

Volume de poro de água injetada de baixa salinidade	Volumes de poro, de produzido, cumulativos	óleo
0.1	0
0.2	0.005
0.3	0.044
0.4	0.064
0.5	0.064
0.6	0.069
0.75	0.069
1	0.073

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para aumentar a recuperação de óleo cru a partir de um reservatório compreendendo ao menos uma formação subterrânea porosa e permeável em que a formação compreende rocha de arenito e ao menos um mineral que tem um potencial zeta negativo sob as condições de reservatório e em que o óleo cru e a água sinergética estão presentes dentro dos poros da formação, o método caracterizado por compreender:

a) injetar na formação uma porção de um fluido aquoso de deslocamento que desloca o óleo cru a partir da superfície dos poros da formação em que o volume de poro (PV) da porção de fluido aquoso de deslocamento é pelo menos 0,3 e menos que 1 e o fluido aquoso de deslocamento tem um teor total de sólidos dissolvidos (TDS) na faixa de 200 a 10.000 ppm e a fração do conteúdo total de cátions multivalentes do fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions multivalentes da água sinergética é inferior a 1, e

b) subsequentemente, injetar na formação uma água de empuxo de maior teor de cátions multivalentes e/ou maior teor total de sólidos dissolvidos que o fluido aquoso de deslocamento.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fração do teor total de cátions multivalentes do dito fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions multivalentes da água sinergética é pelo menos 0,01.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a fração do teor total de cátions multivalentes do dito fluido aquoso de deslocamento para o teor de cátions multivalentes da água sinergética é

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2/4 pelo menos 0,1.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o volume de poro do fluido aquoso de deslocamento é pelo menos 0,4 PV.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o volume de poro do fluido aquoso de deslocamento é inferior a 0,9 PV.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o volume de poro do fluido aquoso de deslocamento é inferior a 0,6 PV.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3 e 5 a 6, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso

de deslocamento tem um volume de poro na faixa de 0,3 a 0,6. 8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso de

deslocamento tem um volume de poro na faixa de 0,3 a 0,45.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso de deslocamento é injetado na formação durante a recuperação secundária ou recuperação terciária.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o fluido de deslocamento aquoso é passado através da formação a partir de um poço de injeção para deslocar o óleo cru a partir da

superfície dos poros da formação e o óleo cru deslocado é recuperado a partir de referido poço de injeção um poço de produção separado do 11. Método, de acordo com qualquer uma das

reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que a água de empuxo é selecionada de água do mar e/ou água produzida.

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12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso de deslocamento é selecionado por:

a) determinar o teor de cátions multivalentes da água sinergética; e

b) selecionar de um fluido aquoso de deslocamento tendo um teor total de sólidos dissolvidos (TDS) na faixa de 200 a 10.000 ppm e tendo um teor total de cátions multivalentes de tal modo que a fração do teor total de cátions multivalentes da água de injeção para o teor total de cátions multivalentes da referida água sinergética é inferior a 1, em que o fluido aquoso de deslocamento é (i) ou uma água não-tratada do teor de TDS desejado e teor total de cátions multivalentes desejado ou (ii) é uma água tratada que foi ajustada de tal modo que ela tem o teor de TDS desejado e o teor total de cátions multivalentes desejado.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o potencial zeta do mineral é de -0,1 a -50 mV sob as condições de reservatório. 14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o mineral está presente na formação em uma quantidade na faixa de 1 a 30% em peso. 15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a

fração do teor total de cátions multivalentes do referido fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions multivalentes da água sinergética é inferior a 0,8.

16. Método, de acordo com qualquer uma das

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4/4 reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que a fração do teor total de cátions multivalentes do fluido aquoso de deslocamento para o teor total de cátions multivalentes da água sinergética é inferior a 0,5.

17. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso de deslocamento é uma água doce não-tratada ou água de camada aquífera não-tratada.

18. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso de deslocamento é formado mediante redução do teor de cátions multivalentes de uma água de fonte em que a

água de fonte tem um TDS na faixa desejada de 200 a 10.000 ppm. 19. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 18, caracterizado pelo fato de que o

fluido aquoso de deslocamento é formado a partir de uma água de fonte de elevada salinidade de teor elevado de cátions multivalentes utilizando osmose reversa, osmose direta ou combinações das mesmas.

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