Interfacial Tension and Contact Angle Measurements of CO2/Brines/Surfactants/Oil Systems with Dolomite Rock. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.
|
PDF (Master's Thesis)
EThesisAhmadMahboob.pdf - Accepted Version Download (6MB) | Preview |
Arabic Abstract
تقنيات الاستخلاص المعزز للنفط هي المصدر الرئيسي لزيادة معامل الاستخلاص لمعظم الآبار. تقنيات الاستخلاص المعزز باستخدام خافض التوتر السطحي و عملية تبادل الماء والغاز تعتبر تقنيات حديثة لزيادة استخلاص الزيت. خوافض التوتر السطحي تعمل على إنقاص تشبع الزيت المتبقي وتغيير درجة التبلل بهدف زيادة استخلاص الزيت. هناك حالات في عملية تبادل الماء والغاز عندما تتواجد موائع مختلفة من تقنيات الاستخلاص المعزز للنفط مع موائع المكمن. معظم الدراسات المعملية على التوتر السطحي وزاوية التماس تم إجراؤها على غاز (ثاني أكسيد الكربون) مع محلول ملحي أو محلول ملحي مع خافض التوتر السطحي. لا يوجد عمل أجري لقياس التوتر السطحي وزاوية التماس لأنظمة ثاني أكسيد الكربون/المحلول الملحي/خافض التوتر السطحي/النفط/صخر الدولومايت. إذا تم ضخ ماء البحر المحتوي على خافض التوتر السطحي داخل المكمن متبوعاً بغاز ثاني أكسيد الكربون، فإن محلول ماء البحر يعمل على إنقاص التوتر السطحي للزيت، كما أن الغاز يسبب خفضاً للزوجة مما يؤدي إلى أزاحة أفضل للهيدروكربون. بالتالي، اندماج هذه الوائع يسبب استخلاص أفضل للهيدروكربون. في هذا العمل يتم إجراء دراسة معملية لتأثير عوامل مختلفة مثل نوع خافض التوتر السطحي ودرجة الملوحة ودرجة الحرارة والضغط ونوع الزيت في حضور غاز ثاني اكسيد الكربون على درجة حرارة أكثر من 90 درجة مئوية وضغط عالي عند 5500 بي إس آي، ومدى تغير التوتر السطحي ودرجة التبلل مع صخر الدولومايت. الخطوة الأولى يتم فيها مقارنة التوتر السطحي لأربعة محاليل ملحية مختلفة التكوين ودرجة الملوحة، والمحلول الملحي المحتوي على أقل توتر سطحي مع غاز ثاني أكسيد الكربون يتىم استخدامه في الخطوة الثاني ليتم مقارنته مع ثلاثة محاليل ملحية مع خافض التوتر. محاليل الملح مع خافض التوتر ذات التوتر السطحي الأقل تستخدم فيما بعد لدراسة سلوك التوتر السطحي لثلاثة زيوت مختلفة مع غاز ثاني اكسيد الكربون. الخطوة الأخيرة تتكون من قياسات زاوية التماس للزيت مع صخر الدولومايت في حضور ثاني أكسيد الكربون ومحاليل الملح مع خافض التوتر.محاليل الملح عبارة عن مكونات متعددة مع درجات ملوحة تتراوح بين 8464 إلى 67708 جزء بالمليون. مقارنة خوافض التوتر هي بين خافض التوتر (alcohol-propoxysulfate) وخافض التوتر ذو اللزوجة المرنة و (fluorosurfactant). التوتر السطحي للمحاليل الملحية يزيد مع زيادة درجة الملوحة ودرجة الحرارة وينقص مع الزيادة في الضغط. هذا بسبب ذوبانية غاز ثاني أكسيد الكربون في المحلول الملحي. الترت السطحي يزيد بصورة خطية حتى التغير في الكثافة يصل إلى 0.2 غم/مل، وتقل هذه الزيادة عند حد معين من تغير الكثافة، وعند زيادتها فإن منحنى التوتر السطحي يتغير مجدداً بصورة خطية. من الثلاثة خوافض التوتر، خافض التوتر الأكثر ذوبانية هو (fluorosurfactant) ويعطي توتراً سطحياً مع غاز ثاني أكسيد الكربون بقيمة قليلة جداً. محلول الملح وخافض التوتر هذا يستخدم لاحقاً مع الزيت لتكوين مستحلب دقيق يتأثر بالضغط مع غاز ثاني أكسيد الكربون، مسبباً إنقاص التوتر السطحي للزيت. في الكتابات العلمية، مقارنة التوتر السطحي لخوافض التوتر المنخفضة في أنظمة ثاني أكسيد الكربون/المحلول الملحي، وأنظمة المحلول الملحي/الزيت، وأنظمة خافض التوتر/ثاني أكسيد الكربون، وأنظمة خافض التوتر/ الزيت قد أشير إليها، ولكن هذا العمل يشير إلى ثاني أكسيد الكربون والمحلول الملحي وخافض التوتر والزيت وصخر الولومايت كلها مجتمعة. هذا العمل قد يساعد في التخطيط لعمليات تبادل خافض التوتر والغاز أو تبادل الماء والغاز بصورة دقيقة.
English Abstract
In this work the effects of different parameters such as surfactant type, salinity, temperature, pressure, and oil type have been studied experimentally in the presence of CO2 at temperatures of up to 90oC and pressures as high as 5500 psi for changes in interfacial tension and wettability with dolomite rock. EOR techniques are the main source of increase in recovery factor for most wells of today. Surfactants and Water-alternating-gas (WAG) are modern EOR techniques that are more focused and strategic and define a new way of increasing oil recovery. Most of the experimental studies on IFT and Contact angle have been conducted on either Gas (CO2)-with-brine or Brine-with-Surfactants. No work has been done previously for measuring interfacial tension and contact angle of CO2/Brine/Surfactant/Oil/Dolomite co-existing. If a seawater containing a surfactant is injected into the reservoir followed by CO2 injection, the former will reduce the interfacial tension of the oil and CO2 will cause a decrease in viscosity and cause a better displacement of hydrocarbon. Therefore, their combination will cause a relatively high hydrocarbon recovery. In the 1st step, IFT of four multicomponent brines of different salinities were compared and the brine showing lowest IFT with CO2 was used in the 2nd step for comparison of three different brine-surfactant solutions (BSS). The BSS with lowest IFT was then used to study the IFT behavior of three different oils with CO2. Last step consists of contact angle (CA) measurements of oil with dolomite rock in the presence of CO2 and BSS. Brines are multicomponent with salinities ranging from 8,464 to 67,708ppm. Comparison of surfactants is among solutions of an alcohol-propoxysulfate surfactant, a viscoelastic surfactant and a fluorosurfactant. IFT of brines increases with increase in salinity and temperature and decreases with increase in pressure. This is due to solubility of CO2 in brine. IFT increases linearly till density difference of 0.2 g/ml and forms a plateau (or a region of less increase) at certain region of density difference and as the density difference increases further, the IFT slope changes again making it almost linear. The drop volume increases with pressure and decreases with temperature. IFT decreases with increase in pressure for brine-surfactant solutions (BSS) also. Out of the three surfactants, most soluble solution is a fluorosurfactant and gives ultra-low IFT with CO2. This BSS of fluorosurfactant when used with oil, forms pressure-sensitive micro emulsions in CO2 causing the IFT of the oil to decrease. CA of oils with dolomite rock increase with pressure in the presence of fluorosurfactant and CO2. Effect of micro-emulsions on CA has also been reported and a correlation has been constructed using ANN that depends on IFT, density and pressure for CA prediction in these systems. In the literature, comparison of IFTs of different surfactants in CO2-Brine systems, Brine-Oil systems, Surfactant-CO2 systems, and surfactant-oil systems have been reported but this work reports on all CO2/Brine/Surfactant/Oil/Dolomite co-existing which can help in planning a Surfactant-Alternating-Gas(SAG) or Water-Alternating-Gas(WAG) process accurately.
| Item Type: | Thesis (Masters) |
|---|---|
| Subjects: | Petroleum Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Rock and Fluid Properties |
| Department: | College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering |
| Committee Advisor: | Sultan, Abdullah S. |
| Committee Members: | Abu-Khamsin, Sidqi and Kandil, Mohamed |
| Depositing User: | AHMAD MAHBOOB (g201305470) |
| Date Deposited: | 05 Jan 2017 06:29 |
| Last Modified: | 01 Nov 2019 16:36 |
| URI: | http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140153 |