EFFECT OF BRINE COMPOSITION ON WETTABILITY ALTERATION OF CARBONATE ROCKS IN THE PRESENCE OF POLAR COMPOUNDS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Thesis_(Muhammad_Yousuf_Jabbar_-_200904370).pdf Download (3MB) | Preview

Arabic Abstract

لقد كان تأثير درجة ملوحة المياه الجوفية وتركيبها الأيونى على إستخراج الزيت الخام من الصخور الجيرية مساحة للبحث العلمى فى السنوات الأخيرة. وكان الدافع وراء ذلك هو زيادة أستخراج الزيت الخام من الصخور الرملية والطباشيرية وإلى حد ما الصخور الجيرية باستخدام مياه أقل ملوحة وتعديل التركيب الأيونى لها. ويعتبر تغير قابلية الصخر للتبلل لأن يكون صخر محبب للمياه بدرجة أكبر من وسائل زيادة إنتاجية الزيت الخام. هذه الدراسة تقدم تجارب أساسية لتأكيد تغيير قابلية التبلل وتحديد أيونات المحاليل المائية التى تؤدى إلى تغيير قابلية الصخور الكربونية للتبلل ولفهم التفاعل بين الصخور والموائع فى حالة وجود مركبات قطبية فى الزيت الخام. تم إجراء التجارب عن طريق تعريف قابلية الصخر للتبلل مبدأيا باستخدام أحماض كربوكسيلية طويلة السلسلة وأخرى قصيرة السلسلة مذابه فى التولوين وذات رقم حمضي 2 للمحلول. وأعقب ذلك غمر الصخور الجيرية بماء الخليج العربى وأخر مخفف ذات تركيب أيونى مختلف لتحديد تأثيرهما على قابلية الصخرليتغير الى تبلل مائي. وتركز هذه الدراسة على تحديد تأثير أيونات الماغنسيون والكالسيوم والكبريتات فى المحلول المائى الذى تم حقنه بنسب مختلفة على تغيير قابلية التبلل للصخر. وقد أظهرت نتائج هذه الدراسة أن الأحماض الدهنية طويلة السلسلة يتم إمتصاصها بقوة من الزيت الخام إلى سطح الصخر مقارنة بالأحماض الدهنية قصيرة السلسلة كما ظهر ذلك أيضا عن طريق قياس الزاوية الحرجة . ووجد أن ماء الخليج المخفف مرتين كان أقل تأثيرآ فى تغيير خاصية التبلل خلال عملية الإنتاج الحفزى للزيت الخام. وقد تأكد ذلك بقياس الزاوية الحرجة التى وجد أنها تتغير فى إتجاه صخر أكثر قابلية للتبلل بالماء فى حالة حمض الهبتان مع الحجر الجيرى و الحمض الدهنى مع الصخر الجيرى وكذلك الحمض الدهنى مع الصخر الجيرى عند معالجته بماء البحر وماء الخليج مضاعف التخفيف وتركيزات مختلفة من أيونات الماغنسيون والكالسيوم والكبريتات. وقد لوحظ تغيير واضح فى خاصية التبلل فى حالة ماء الخليج مع مضاعف التخفيف فى حالة وجود تركيز أعلى للماغنسيون والكبريتات. وقد تم تدعيم هذه النتائج بإستخدام التحليل الأيونى لمحاليل المياه والتحليل المعدنى للصخر بإستخدام بعد المعالجة بالمحاليل المائية التى تم إستخدامها. SEM وكذلك التوصيف السطى للصخر باستخدام XRD

English Abstract

The impact of brine salinity and ion composition on oil recovery for carbonate reservoirs has been an area of research in recent years. This was motivated by the additional oil recovery that was recovered by low salinity and ionic modifications in sandstone and chalk reservoirs and to some extent in carbonate reservoirs. Wettability alteration to more water-wet conditions has been proposed as the mechanism leading to the additional oil recovery. This study presents a fundamental experimental study to confirm wettability alteration and identify the potential determining ions in the injected brines leading to the alteration of wettability of calcite and carbonate rocks and to understand rock/fluids interactions in the presence of polar compounds in the oil. In this study, a systematic investigation was carried out by first establishing a well defined initial wettability conditions using short and long chain carboxylic acids dissolved in toluene with a total acid number (TAN) of 2. This was followed by subjecting the calcite and carbonates rock samples to Arabian Gulf Seawater and diluted Arabian Gulf seawater having different ion compositions to identify their impacts on wettability alteration to more water-wet conditions. This study focuses on identifying the roles of SO42-, Ca2+ and Mg2+ in the injected brines with different ratios on wettability alteration.The contact angle method was used to evaluate the wettability. The results of this study showed that the long chain fatty acid (Stearic Acid) strongly adsorbs onto the calcite surface from the oil phase compared to the short chain(Heptanoic Acid) as confirmed by the measured contact angles. Twice dilution of Arabian Gulf seawater has been found to be a less effecient EOR fluid for wettability alteration as compared to Arabian Gulf seawater. This was confirmed by the changes in the measured contact angles toward more water-wet for Heptanoic Acid /Calcite, Stearic Acid/Calcite and Stearic Acid/Carbonate systems treated with seawater and twice diluted Arabian Gulf seawater with different concentrations of SO42-, Ca2+ and Mg2+ in it. Significant wettability alteration was observed for the twice diluted Arabian Gulf seawater with higher concentrations of SO42- and Mg2+. The results are supported by ionic analysis of the brines and mineralogical rock analysis using XRD and rock surface characterizations using SEM after treatment with the different brines used.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Al-Hashim, Hassan S.
Committee Co-Advisor:	Wael Abdullah, Wael Abdullah
Committee Members:	Sultan, Abdullah and Al-Yousef, Hassan Y. and Malekzadeh, Darren
Depositing User:	JABBAR MUH YOUSUF (g200904370)
Date Deposited:	23 Feb 2013 08:00
Last Modified:	01 Nov 2019 15:37
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/138808