Experimental Study of The Alkaline-Surfactant-Gas (ASG) Flooding in A Carbonate Reservoir. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF (Master Thesis) MS_Thesis_Report_Ali_Bageri_May,_2013.pdf - Accepted Version Download (5MB) | Preview

Arabic Abstract

قد يكون استخدام الغاز مع عمليات الغمر بالقلويات والسيرفاكتنت ( التي يتم اختصارها ب ASG) بديلا من استخدام البوليمرات, خصوصا في المكامن الكربونية التي عادة لها نفاذية منخفضة وتحتوي على تجاويف صغيرة وشقوق، لتطوير كفاءة الازاحة في عملية الاستخلاص المحسن الكيميائي للنفط. في هذه العملية (ASG)، تقوم الرغوة بوظيفة عامل تحكم للحركية، وبالتالي فإن ASG قادرة على استخلاص بعض النفط المتبقي في الصخور الكربونية. تم تطبيق طريقتين لتحديد افضل تركيز لكل نوع من السيرفاكتنت. الطريقة الأولى هي اختبار استقراريه المحلول المائي حيث نقوم بالتحقيق في الذوبان والاستقرار من خليط السيرفاكتنت في المحلول الأيوني عن طريق تغيير الملوحة. الطريقة الثانية عن طريق تقييم استقرار الرغوة لتحديد التركيز الأمثل لكل سيرفاكتنت. من اختبارات سلوك الموائع، لوحظ ان سلوك المائع من نوع وينزر النوع الأول. في نسبة الذوبان العالية في الملوحة المثلى يحدث التوتر السطحي المنخفض (IFT). كما تمت دراسة أدائية الرغوة بالنيتروجين (N2) في الصخور الجيرية الكربونية. و قد تم في هذه الدراسة تحديد نجاح عملية ASG من خلال تقييم استخراج النفط، و استجابة الضغط من تجارب الغمر. كما تمت دراسة تأثير نفاذية العينة واضافة القلويات ونوع السيرفاكتنت على ادائية طريقة الغمر(ASG). في حالة النفاذية المنخفضة كانت أعلى نسبة استخلاص للنفط 47.7 % من النفط المتبقي في المكمن، بينما 43% في حالة النفاذية العالية. اضافة لذلك فإن نسبة الاستخلاص كانت اعلى بدون اضافة المادة القلوية.

English Abstract

The use of gas in alkaline-surfactant flooding (Alkaline-Surfactant-Gas (ASG) process) can be an alternative to the use of polymer, especially in carbonate reservoirs that generally have low permeability and contain vugs and fractures, for improving the displacement efficiency. In this process foam performs the role of a mobility control agent; thereby ASG can be capable of recovering some of the oil left behind the primary and secondary recovery. Two approaches were applied to determine the favorable concentration of each surfactant. First; aqueous stability test; where the solubility and stability of surfactant mixture in electrolyte solution are investigated by changing the salinity. The second approach was to evaluated the foam stability and determine the concentration of each surfactant. From phase behavior tests, oil- and water-solubility, it was observed that the phase behavior is oil-in-water micro-emulsion (Winsor Type I Behavior). It is believed that low IFT can be obtained at high solubility ratio for the optimum salinity concentration. The performance of foam flooding with nitrogen (N2) for oil recovery in limestone carbonate rocks was studied. The success of the ASG process was determined by evaluation of oil recovery, coreflood pressure response and effluent from coreflood experiments. The effects of core permeability, alkaline, and type of surfactants on the performance of the ASG process were evaluated. Maximum recovery of 47.7% of residual oil in place in low permeability was observed compared to 43% of residual oil in place on high permeability. In addition, the more recovery was obtained when using surfactant without alkaline.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Sultan, Abdullah
Committee Members:	Mohammed, Mahmoud
Depositing User:	BAGERI ALI SALEH (g200804540)
Date Deposited:	02 Jul 2013 10:16
Last Modified:	01 Nov 2019 15:38
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/138951