CARBONATE SURFACE CHEMISTRY: EFFECT OF MONOVALENT IONS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Thesis_writup_Final.pdf - Draft Version Download (5MB) | Preview

Arabic Abstract

اتسمت الصخور الكربونية الصخور لتكون محايدة للصخور النفطية الرطبة بالماء. وأظهر إستخدام آليات smart water flooding و Low Salinity flooding إمكانيات كبيرة لتعديل قابلية ترسب الصخور الكربونية إلى المزيد من حالة قابلية البلل (wettability)، مما أدى إلى زيادة استخراج النفط، كما أضافت التجارب الميدانية الناجحة اهتماما مشتركا في صناعة النفط. ومع ذلك، هناك نقص في الفهم الأساسي للآليات المعنية وراء إمكانية الإستخراج الإضافي للنفط. وكشفت smart water flooding و Low Salinity flooding على مستوى المختبر عن زيادة كبيرة في إستخراج النفط. وأيد ذلك نتائج واعدة جدا من التجارب الميدانية. وقد كان تحديد الآلية المؤدية إلى الإستخراج التدريجي للنفط ذا أهمية كبيرة لكثير من الباحثين. ويمكن رؤية ذلك من الأوراق البحثية التقنية المنشورة خلال العشرين عاما الماضية. أظهرت تلك الأبحاث عن تغير قابلية البلل (wettability) باعتبارها واحدة من الآليات المؤدية إلى الإستخراج التدريجي للنفط. ومع ذلك، فإن الأسباب في هذا التغيير في قابلية البلل (wettability) إلى المزيد في حالة المياه الرطب غير مفهومة تماما. وللصخور الكربونية سطح مشحون إيجابيا في المتكونات الصخرية ذات المياه المالحة. وهذا هو السبب في أننا مهتمون في الأنيونات في المحاليل الملحية حقن تفاعل أفضل مع سطح كربونات. في هذه الدراسة، استخدمنا اثنين من الصخور الكربونية المختلفة: صخر الكالسيت والصخر الكربوني. إستخدمنا صخور الكالسيت (حوالي 100٪ من CaCO3) للحصول على تحكم أفضل في نظامنا. وبهذه الطريقة، يمكننا أن نفرق أن أي تغييرات تحدث في النظام ليس بسبب المحتويات المعدنية المختلفة من الصخور ولكن بسبب إختلاف المحاليل الملحية المستخدمة. في هذه الدراسة، نحن مهتمون أيضا بإضافة المحاليل الملحية خاصة في مياه البحر عموما على نطاق الحقل، ويتم تنفيذ آلية waterflooding باستخدام مياه البحر. أجرينا أيضا تجارب باستخدام مياه داي (DI Water)، وذلك بهذه الطريقة، يمكننا التفريق بين سلوك كل من الصخور إما غير معدلة أو معدلة مع عينات الزيت المختلفة. التركيز الرئيسي للدراسة هو دراسة تأثير الأنيونات أحادية التكافؤ (Cl^-، Br^- I^- أو) على سطح صخور الكربونات. لذلك الغرض تم استخدام محاليل ملح مفردة من كلوريد الصوديوم NaCl, NaBr and NaI في الماء منزوع الأيونات مع ملوحة متساوية من 5000 جزء في المليون لكل منهما لتحليل تأثير الأنيونات على السطوح الصخرية الكالسيت والكربونات الصخرية. كما تم استخدام مياه البحر (التي ذات ملوحة مماثلة لمياه الخليج العربي ~ 57000ppm) ومياه البحر مع إضافة ملح واحد (NaCl, NaBr and NaI ) لدراسة التغيرات الصخرية السطحية في الملوحة العالية. تم استخدام ثلاثة زيوت نموذجية: حامض دهني و / أو أسفالتن المذاب في التولوين لتمثيل مرحلة الزيت وإعداد عينات معدلة أو زيتية مبللة. تم تحديد تغيير رسوم سطح الصخور بواسطة قياسات زيتا المحتملة وبدعم من تقنية توصيف السطح، مثل سيم-إدس. النتائج المحتمل الحصول عليها من قياسات زيتا من الكالسيت والصخر الكربوني هو سلبي في مياه داي (DI Water) بسبب الترشيح لأيونات Ca^(2+) من كربونات الكالسيوم. محصلة قدرة زيتا السلبية عالية في الصخر الكربوني بالمقارنة مع الكالسيت، والذي يرجع إلى وجود محتوى السيليكا في الصخور الكربونية المستخدمة. محصلة قدرة زيتا السلبية لصخر الكالسيت تزاداد معا زيادة عمر الصخور المضاف إليه عينات الزيوت بعد غمره في مياه داي، بالمقارنة مع غمر صخور الكالسيت غير المعدلة في مياه داي. ويرجع ذلك إلى امتصاص المكونات النشطة السطحية من عينات الزيوت على سطح الصخور. وهكذا، فإن الزيادة في قدرة زيتا السلبية تشير إلى أن جزيئات صخور الكالسيت تغيرت إلى النفط الرطب المشبع بالماء. حجم القيم المحتملة لقياسات زيتا من صخور الكالسيت المختلفة باإختلاف عينات الزيت المستخدمة معا كل عينة ومغمورة في مياه داي كلها مماثلة. ويرجع ذلك إلى المنافسة بين الحامض دهني و أسفالتن لامتصاص على مواقع محدودة من سطح الكالسيت وتأثير الحمض دهني و أسفالتين لا تضيف ما يصل. 5000 جزء في المليون NaI و 5000 جزء في المليون NaBr على حد سواء أظهرت ثابت أقل شحنة سلبية على الأسطح الصخرية في جميع الصخور الكالسيت المعدلة بالمقارنة مع الصخور الكالسيت المعدلة في مياه داي. وأظهرت جميع المحاليل الملحية منخفضة الملوحة أقل شحنة سلبية للصخور الكربونية تعديل مع حامض دهني بالمقارنة مع القيم المقابلة في مياه داي، في حين أن 5000 جزء في المليون NaBr أظهرت أقل شحنة سلبية. ويرجع ذلك إلى الامتزاز من عنصر عينة النفط الممتص (حامض دهني) التي كانت تسبب زيادة الشحنة السلبية. إضافة إلى 5000 جزء في المليون NaI أو NaBr في مياه البحر وجد أن يكون أفضل بديل في الإفراج عن مكونات النفط القطبية من سطح الصخور. في حين، أظهرت SW0.5NaI نتائج أكثر واعدة بالمقارنة مع SW0.5NaBr. ويؤدي الافراج عن الزيت الممتص من سطح الصخور إلى تغيير سطح الصخور من الزيت القوي الرطب إلى كميات أقل من الزيت الرطب، وبالتالي يؤدي إلى انتعاش الزيت تدريجيا.

English Abstract

Carbonate reservoirs rocks have been characterized to be neutral to oil wet rocks. Smart water flooding or Low salinity flooding have shown great potential for modifying carbonate rock wettability to more water wet condition and consequently leading to incremental oil recovery. Smart water or low salinity water flooding at the lab scale revealed significant incremental oil recovery. This was supported by very promising results from field trials. Identification of the mechanism leading to the incremental oil recovery have been of great interest to many researchers. This can be seen from the published technical papers during the past twenty years. Wettability alteration has been reported as one of the mechanism leading to the incremental oil recovery. However, what is causing this wettability alteration to more water wet condition is not fully understood. Even though several ions have been proposed to be potential determining ions such as Ca2+, Mg2+ and SO42-, the role of other ions cannot be ruled out. Because of the positively charged carbonate rock surface in high saline formation water, in this study, we are investigating the role of anions in the injected brines to stimulate interactions with the carbonate surface. Two different carbonate rocks: Calcite and Carbonate outcrop are used in this study. The calcite rock (approx. 100 % CaCO3) is used to serve as a basis under controlled system. This is necessary to evaluate the impact of the other anions on calcium carbonate which composes more than 90% of the carbonate rock. In this study, we are interested in modifying the sea water composition rather than diluting it by adding an acceptable amount of anions to enhance the rock/fluid interactions and consequently altering the carbonate rock wettability to a more water wet condition. Furthermore, performed experiments using DI water, so in this way, we can differentiate the behavior of both rocks either unmodified or modified with different model oils. The prime focus of the study is to investigate the effect of monovalent anions (Cl-, Br- and I-) on the carbonate rock surface charges. Single salt solutions of NaCl, NaBr and NaI in deionized water with equal salinity of 5000 ppm each, were used to analyze the effect of anions on the calcite and carbonate outcrop rock surfaces. Synthetic Arabian Gulf sea water (~57000ppm) and synthetic sea water with added single salt (NaCl, NaBr and NaI) were also used to examine the surface rock changes at high salinity. Three model oils: stearic acid and/or asphaltene dissolved in toluene were used to represent the oil phase and to prepare modified or oil wet samples. Rock surface charges alteration were determined by zeta potential measurements and supported by surface characterization technique, such as SEM-EDS. Zeta potential of calcite and carbonate outcrop is negative in DI water due to preferential leaching of Ca2+ ions from the calcium carbonate lattice. The magnitude of negative zeta potential is high in carbonate outcrop used in this study as compared to calcite due to the presence of silica content in carbonate outcrop rock. The magnitude of negative zeta potential in calcite rock increase when the rock is aged with the model oils and suspended in DI water, as compared to unmodified calcite rock suspensions in DI water. This is due to the adsorption of surface active components from the model oils onto the rock surface. Thus, the increase in negative zeta potential indicates that the calcite rock particles are altered to oil wet. The magnitude of zeta potential values of calcite rock aged in different model oils and suspended in DI water are all similar. This is due to the competition between stearic acid and asphaltene to adsorb on the limited sites of calcite surface and the effect of stearic acid and asphaltene is not added up. 5000 ppm NaI and 5000 ppm NaBr both showed consistent less negative charge on the rock surfaces in all modified calcite rocks as compared to modified calcite rocks in DI water. All low salinity brines showed less negative charge for carbonate outcrop rock modified with stearic acid as compared to corresponding values in DI water, while 5000 ppm NaBr showed the least negative charge. This is due to the desorption of adsorbed model oil component (stearic acid) that was causing the increased negative charge. Addition of 5000 ppm NaI or NaBr in Sea water is found to be good alternative in releasing polar oil components from the rock surface. Whereas, SW0.5%NaI showed more promising results as compared to SW0.5%NaBr. The release of adsorbed oil from the rock surface alter the rock surface from strong oil wet to less oil wet and consequently, leads to incremental oil recovery.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Chemistry Petroleum
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	AL-HASHIM, HASAN SALMAN
Committee Members:	AL-YOUSEF, HASAN and SULTAN, ABDULLAH and UR RAHMAN, FAIZ
Depositing User:	AHMED SADEED (g201406540)
Date Deposited:	15 Jun 2017 09:55
Last Modified:	27 Jan 2020 06:39
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140353