OPTIMIZATION OF CORE-FLOODING DESIGN FOR SURFACTANT-POLYMER EOR. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Master_Thesis-Mohamed_Elmuzafar.pdf Download (5MB) | Preview

Arabic Abstract

ملخص الرسالة الاسم الكامل: محمد المظفر أحمد الطاهر أحمد عنوان الرسالة: تحسين تصميم أسلوب الغمر الفيضي لمزيج عناصر السطح الفعالة مع البوليمر بغرض تعزيز إستخلاص النفط التخصص: هندسة البترول تاريخ الدرجة العلمية: ديسمير 2017 وتعتبر عمليات الإستخلاص الكيميائي المعزز للنفط وسيلة لزيادة الإنتاج من حقول النفط في المرحلة الثالثة من الإستخلاص. هناك العديد من الطرق المستخدمة في الإستخلاص الكيميائي المعزز للنفط, مثل الحقن المفرد للبوليمر، و الحقن المفرد لعناصر السطح الفعالة، الحقن الآني لمزيج عناصرالسطح الفعالة مع البوليمر و أخيرا الحقن الآني لخليط القلويات عناصرالسطح الفعالة و البوليمر. في الظروف القاسية لخزان النفط متمثلة في الملوحة العالية / درجة الحرارة العالية، فإن العديد من أساليب الإستخلاص لا تكون فعالة بالصورة المطلوبة. هذه المسألة تثير التحدي لتصميم الوصفة الأمثل لمقاومة هذه الظروف الصعبة في نفس الوقت لتحسين انتاج المواد الهيدروكربونية إلى أقصى حد ممكن مع مراعاة أقل تكلفة ممكنة. تقدم هذه الرسالة نتائج تجارب مكثفة بأسلوب الغمر الفيضاني للعينة الصخرية مدعومة بتجارب زاوية الإلتماس لمعرفة نوع البلل في الشرائح الصخرية و دراسة الخواص الإنسايبية للمحلول الكيميائي المستخدم بهدف تقييم مقدرة أسلوب الحقن الآني لمزيج عناصرالسطح الفعالة مع البوليمر في تغيير البلل و زيادة كفاءة الإستخلاص في العينات الصخرية الكربونية.بالإضافة إلى إلى التصوير الدقيق للمسامات الصخرية لتقييم التغير في البلل في داخل المسام وفهم آلية الاستخلاص إما عن طريق أساليب الحقن الفردية أو توليفاتها المزدوجة. البوليمرات المستخدمة هي البوليمر الذي تزيد لزوجته بالحرارة و الثاني هو سلفونات الأكريل أميد ثلاثي البيوتيل مع أكريل أميد كبوليمر مرافق. على الجانب الآخر فإن عناصر السطح الفعالة المستخدمة هي أنواع مختلفة من الكاروكسي بيتايين مزدوج الشحنة. آخذين بعين الإعتبار أن الإختيار الأولي لهذه المواد الكيميائية الفعالة كان من خلال عملية تقييم صارمة تحتوى على إختبارات الاستقرار الحراري على المدى الطويل، إنسيابيةالسوائل، قوى التوتر السطحي، الامتزاز دراسات الدقيقة على مقياس الميكروميتر للسوائل. تم قياس زوايا الإلتماس في ظروف ارتفاع الضغط وارتفاع في درجة الحرارة باستخدام محلل القطرة على الشرائح الصخرية. تمت دراسة تحسين حجم الكمية المحقونة و التسلسل في الحقن للمواد الكيميائية المستخدمة باستخدام تجارب الغمر الفيضي باستخدام عينة صخرية مركبة طويلة طولها حوالي 12 بوصة وقطرها 1.5 بوصة. وكانت العينات قد وضحت تحت ظروف الخزان لمدة أسبوعين وأجريت التجارب في حرارة 90 درجة مئوية مع ملوحة مياه قدرها 57،000 جزء في المليون. وأظهرت النتائج دور تفاعل عناصر السطح مع البوليمر وتأثيرها على التبلل و إنسيابية السوائل. وجد أن المزيج الكيميائي الأمثل الذي يمكن أن يتحمل الظروف القاسية مثل الملوحة ودرجة الحرارة العالية، وفي الوقت نفسه يحصل على أفضل إنتاج ممكن يتكون من كاربوكسي بيتايين و سلفونات الأكريل أميد ثلاثي البيوتيل مع أكريل أميد كبوليمر مرافق, ولوحظ أن الانتاج يتناسب طرديا مع حجم البكمية المحقونة بينما التسلسل الكيميائي هو أكثر أهمية على الانتاج الأكبر. حق مزييج عناصر السطح مع البوليمر مسبوقا و متبوعا بحقن المياه المالحة يظهر أعلى إنتاج بالمقارنة مع التسلسلات الأخرى من خلال الاستفادة من تأثير التآزر للمواد الكيميائية. نتائج تجارب الغمر الفيضي وضحت فهم متقدم لأهمية تصميم عملية الإستخلاص الكيميائي المعزز للنفط مع الأخذ بعين الاعتبار نوع المواد الكيميائية، وتركيزاتها والأحجام المحقونة، وتسلسل المواد الكيميائية لمختلف التوليفات المستخدمة. ومن الواضح أن عملية تصميم نظام الحقن الأمثل أمر حيوي لأن المواد التي سيتم استخدامها مكلفة. وبالتالي، يجب أن تستخدم بحكمة. والهدف النهائي هو إعداد مجموعة من التجارب التي يمكن استخدامها في وقت لاحق كمعيار أساسي يستند إلى المحاكاة والاستفادة المثلى من عملية حقن مزيج عناصر السطح مع البوليمر لتعزيز استخلاص النفط.

English Abstract

ABSTRACT Full Name : Mohamed Elmuzafar Ahmed Eltahir Ahmed Thesis Title : OPTIMIZATION OF CORE-FLOODING DESIGN FOR SURFACTANT-POLYMER EOR Major Field : Petroleum Engineering Date of Degree : December 2017 Chemical-Enhanced-Oil-Recovery (CEOR) processes are mean of increasing the recoveries from the oil fields after the primary recovery phase. There are many types of chemical EOR, such as Polymer (P), Surfactant (S), Surfactant-Polymer (SP) and Alkali-Surfactant-Polymer (ASP) flooding. In harsh reservoir conditions (high salinity and high temperature) many CEOR methods wouldn’t be effective. This issue raises the challenge to design optimum recipes that resist these harsh conditions and hence attain maximum hydrocarbon recovery at minimum possible cost. Designing an optimum SP system is vital since the materials to be used are expensive and must be used wisely. The ultimate tool is a set of experiments that can be used later for upscaling and optimization of the CEOR process. This thesis evaluates the effectiveness of (SP) in mobilizing the oil and increase sweep efficiency in carbonate rocks. This was done by performing extensive core-flooding tests supported by pore scale imaging. In addition, contact angle and rheology measurement were performed. The polymers used are a Thermo-Viscosifying Polymer (TVP) and an Acrylamido Tertiary Butyl Sulfonate (ATBS)/acrylamide (AM) copolymer. The surfactants are different grades of amphoteric carboxybetain. These potential chemicals were selected through a rigorous evaluation process based on previous work on KFUPM including long-term thermal stability, fluid rheology, Interfacial Tension(IFT), adsorption and microfluidic studies. The contact angles were measured at high pressure and high temperature using a captive drop analyzer. Slug size and injection sequence optimization were investigated using core-flooding experiments conducted using long composite cores of about 12 inch in length and 1.5-inch diameter. The samples were aged for two weeks. The experiments were conducted at 90oC. The sea water (SW) used in the injection had salinity of 57,000 ppm. The results demonstrated the role of surfactant-polymer interaction and their effects on wettability and fluid rheology. The optimum chemical combination was found to be carboxybetaine (0.05% wt.) and ATBS/AM (0.25% wt.). Observed that the recoveries were directly proportional to the slug-size. Chemical injection sequence had significant impact on the ultimate recovery. SW–SP–SW showed higher recovery than the other sequences (SW-P-S-SW, SW-S-SW-P-SW and SW-P-SW-S-SW). This is postulated to be due to advantageous synergies between the chemicals. In the low shear range (0.001 to 3) s-1 the dynamic viscosity of mixtures containing ATBs/AM exhibit small variation with or without the surfactant. However, TVP works better with surfactant SS-880 than surfactant SS-885. The contact angle experiments suggested two weeks thermal aging is enough to restore the original wettability for calcite rock discs while one week was too short. However, the micro-CT scan results indicated a water-wet in-situ wettability for the two weeks aged rock. Accordingly, further aging is needed to achieve native state wettability. Based on ion concentration analyses, calcium dissolution was noticed in most of the cases. To the exception was the polymer injection where no dissolution has been noticed. In addition, in the presence of polymer, there was an apparent adsorption of sodium and magnesium ions. The surfactant to the contrary had no effect on sodium and magnesium adsorption. The core-flooding experiments support the importance of optimizing the design of CEOR processes taking into consideration the type of chemicals, concentrations, slug sizes, and flooding sequence of the different combination of sea water (SW), surfactant (S) and polymer (P). For future work the dynamic adsorption for the surfactant and polymer should be investigated. In addition, for the micro-CT imaging, it is better to do the experiment in-situ by using a core-flooding system coupled with the micro-CT scanner to be able to take images at more steps.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Sultan, Abdullah
Committee Members:	Al-Hashim, Hasan and Sofi, Abdulkarim
Depositing User:	MOHAMED AHMED (g201407540)
Date Deposited:	17 Jan 2018 04:55
Last Modified:	31 Dec 2020 07:50
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140592