KFUPM ePrints

PERFORMANCE OF MIXED CO2/N2 FOAM IN ENHANCED OIL RECOVERY FOR SANDSTONE RESERVOIRS

l PERFORMANCE OF MIXED CO2/N2 FOAM IN ENHANCED OIL RECOVERY FOR SANDSTONE RESERVOIRS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]
Preview
PDF (Ms theis) - Submitted Version
2111Kb

Arabic Abstract

يعتبر استخدام غاز ثاني أكسيد الكربون من الطرق المهمة لتحسين استخلاص النفط. إحدى أهم سلبيات هذه الطريقة هي الاختراق المبكر للغاز بسبب النسبة السلبية للحركة. من الحلول للتغلب على هذه السلبية هي تكوين الرغوة. تتكون الرغوة عندما يتم ضخ الغاز وخافض التوتر السطحي (surfactant) معاً إلى داخل المكمن. ضخ الرغوة داخل المكمن يساعد في تقليل حركة الغاز مما يؤدي إلى وصول الغاز إلى مناطق جديدة لم يتم الوصول إليها قبلاً وتحريك النفط. لكن عند ظروف المكمن يتواجد غاز ثاني أكسيد الكربون في حالته الحرجة مما يجد صعوبة في تكوين الرغوة. في دراسة سابقة أجريت العديد من التجارب للحصول على الأداء الأمثل لرغوة خليط ثاني أكسيد الكربون والنتبروجين في الصخر الرملي عند الظروف الحرجة. العوامل المثالية (معدل الضخ وجودة الرغوة ونسبة النتروجين) ضمنت الحصول على تكوين رغوة مستقرة. ابتداءاً من نتائج هذه الدراسة، هذا البحث يهدف إلى اختبار رغوة ثاني أكسيد الكربون والنتروجين في الصخور الرملية المحتوية على نفط. تم إجراء العديد من اختبارات غمر العينات الصخرية لتقييم استخلاص النفط بواسطة رغوة ثاني أكسيد الكربون أو رغوة خليط ثاني أكسيد الكربون والنترجين في الصخور الرملية. تم استخدام نوعان من خوافض التوتر السطحي (AOS) و (Fluorosurfactant). سائل (n-decane) تم استخدامه كمحاكاة للنفط في كل التجارب تحت درجة حرارة 50 درجة مئوية. كل عملية ضخ للغاز أو الرغوة سبقها ضخ الماء المالح ليحاكي تسلسل العمليات في الحقول النفطية. نتائج التجارب أظهرت تحسن استخلاص النفط عند استخدام الرغوة مما كان عليه باستخدام الغاز فقط. كما أظهرت التجارب أن استخدام رغوة ثاني أكسيد الكربون يعطي نتائج أفضل من استخدام رغوة خليط ثاني أكسيد الكربون والنتروجين. بالإضافة إلى ذلك فإن خافض التوتر السطحي (Fluorosurfactant) كان جيداً في تكوين رغوة في الظروف شديدة الملوحة.

English Abstract

Carbon dioxide flooding is an important enhanced oil recovery method. One major drawback of this technique is the early gas breakthrough due to unfavorable mobility ratio. One way to improve CO2 injection in EOR is foaming the gas. Foam is generated when gas and surfactant are mixed together in the reservoir. The flooding of foam considerably reduces the gas mobility, which allows the gas to cover more regions in the targeted reservoir, which wouldn’t be touched due to variations in permeability, and mobilize the left-behind oil. Thus, oil recovery by gas is enhanced. However, at typical reservoir conditions CO2 exists at supercritical conditions. The ability of CO2 to create foam is reduced. A previous study (Siddiqui et. al 2016) conducted a set of experiments to optimize the performance of CO2/N2 foam at supercritical conditions in sandstone cores. Their optimized formula of foam injection (injection rate, foam quality and N2 fraction) proved to generate a stable foam. Starting from their findings, this work tested the performance of CO2/N2 foam in oil-saturated sandstone cores. Several coreflooding tests were conducted to assess the oil recovery by foamed CO2 or foamed CO2/N2 mixture in sandstone cores. Two types of surfactant were used: xiii fluorosurfactant (FS-51) and alpha-olefin-sulfonate (AOS). N-decane was used as a model oil in all these experiments, with the test temperature maintained at 50°C. Every gas or foam flooding was preceded by brine flooding to simulate the behavior in the industry. The experimental work indicated an improved performance of foamed gas over pure gas injection. The oil recovery by foam was better than by gas injection. Also, CO2 foam performance was better than CO2/N2 mixture foams. Additionally, fluorosurfactant showed its ability to generate foam in high-saline environment.



Item Type:Thesis (Masters)
Subjects:Research > Petroleum
Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Divisions:College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor:Gajbhiye, Rahul
Committee Members:Sultan, Abdullah and Abu-Khamsin, Sidqi
ID Code:140463
Deposited By:MOHAMED HASSAN (g201305210)
Deposited On:02 Nov 2017 15:39
Last Modified:02 Nov 2017 15:39

Repository Staff Only: item control page